Реконструкция системы электроснабжения завода г. Красноярска - Дипломная работа

Доклад.doc

Здравствуйте уважаемые председатель и члены комиссии!
Разрешите представить вашему вниманию дипломный проект на тему «Реконструкция системы электроснабжения химического завода г.Красноярска».
По заданию завод получает питание от ВЛ проходящей в 23 км от завода.
Производство на заводе ХВ состоит из двух технологических потоков: потока корда и потока шелка на основе вискозы.
Кордная ткань вырабатывается на ткацких станках.
Шелк выпускается в бабинах центрифугальным способом.
Завод ХВ работает в три смены. По требованиям надежности электроснабжения подавляющее большинство электроприемников основных производственных корпусов относится к потребителям II категории. Основными задачами решаемыми в данном проекте являются: оптимизация параметров системы электроснабжения завода химического волокна путем правильного выбора напряжения внешнего электроснабжения; определение электрических нагрузок и требований бесперебойности электроснабжения; выбор рационального числа и мощности трансформаторов; рациональной конструкции промышленных сетей; выбор средств компенсации реактивной мощности; расчет релейной защиты элементов системы электроснабжения предприятия; рассмотрение вопросов безопасности и экологичности проекта; экономический расчет.
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Для определения расчетной мощности применим метод коэффициента расчетной нагрузки.
Исходными данными для расчета являются:
- коэффициенты использования электроприемников;
- номинальная мощность электроприемников;
- средний коэффициент мощности.
ГПП является одним из основных звеньев системы электроснабжения. С целью определения места расположения ГПП предприятия строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия окружности состоящие из секторов силовой и осветительной нагрузки.
На основании расчетной нагрузки завода с учетом допустимой перегрузки произведен выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП. Установлены ТРДН 63000 кВА.
На заводе применены три типа трансформаторов мощностью 1000 1600 2500 кВА. Всего на заводе установлено 17 ТП. Вся электроэнергия распределяется на напряжение 10 кВ по кабельным линиям проложенных в земле. Для питания цеховых трансформаторов и двигателей выбраны сечения и марка кабеля АПвП с полихлорвиниловой изоляцией.
На плане подстанции изображено высоковольтное оборудование выбранное по номинальным токам и токам короткого замыкания а именно:
выключатели; разъединители; ОПН; ячейки КРУ.
Молниезащита выполнена стержневыми молниеотводами которые размещены на линейных порталах.
Релейная защита рассчитана для трансформатора ГПП 63000110.
Защиты данного трансформатора:
- дифференциальная защита;
- защита от несимметричных внешних КЗ;
- защита от технологических перегрузок;
В экономической части проекта составлена смета капитальных затрат по проекту проведен расчет технико-экономических показателей проектируемой системы электроснабжения расчетно подтверждена дешевизна и экономичность проектируемой системы электроснабжения.
В качестве специального вопроса рассмотрены методы сушки трансформаторов.
Появление влаги в масле обусловлено не только процессами его старения но в большей степени старением твердой изоляции а также попаданием влаги извне оборудования например из воздуха для трансформаторов со свободным дыханием. При этом влага распределяется между компонентами изоляции крайне неравномерно; основное количество воды - до 90-95 % сосредоточено в твердой целлюлозной изоляции. В этих условиях даже полное удаление влаги из масла не приведет к заметному снижению общего влагосодержания изоляции оборудования.
Исходя из этого можно в общем предложить 2 подхода к сушке трансформаторов:
) использование малопроизводительных способов которые позволяют с помощью простого и дешевого оборудования требующего малых энергозатрат но в течении длительного времени;
) использование более дорогостоящего оборудования которое производит сушку не только масла но и твердой изоляции в течение короткого периода;
В качестве примера для таких устройств может служить акустический осушитель.
Принцип действия электростатического осушителя состоит в следующем: при быстром охлаждении масла в основном и дополнительном охладителях влага переходит из растворённого состояния в эмульгированное образуя микроскопические капли. Масло с эмульгированной влагой поступает в коагулятор в котором на игольчатых электродах создается резко неравномерное электрическое поле. Происходит втягивание капель влаги в область сильного поля и слияние их в более крупные капли. После коагуляции масло с крупными (до 150 мкм) каплями поступает в выделитель где под действием слабо неоднородного поля капли воды осаждаются на поверхности стекла образуя водяной слой. С помощью полиэтиленовых лопастей на роторе выделителя образовавшийся водяной слой снимается со стекла и стекает на дно выделителя откуда вода периодически сливается. Подсушенное масло через фильтр подается обратно в трансформатор. Достоинствами электростатического осушителя являются:
) непосредственное выделение влаги из масла без использования дополнительной среды или реагента;
) простота и низкая стоимость устройства;
) низкое энергопотребление;
) дополнительная очистка масла от механических примесей осаждающихся вместе с водой на стекле и смываемых на дно выделителя.
К недостаткам следует отнести необходимость источника высокого напряжения наличие вращающихся деталей снижающих надежность устройства и необходимость периодического слива воды длительность сушки.
В качестве примера для второго подхода рассмотрим
Метод Smart Dry сочетающий вакуумную сушку обмоток с низкочастотным нагревом (LFH).
Принцип сушки: сначала активная часть трансформатора нагревается путем подачи в высоковольтную (первичную) обмотку напряжения низкой частоты (до 1 Гц) при замкнутой накоротко обмотке низшего напряжения (вторичной).
Подача в первичную обмотку напряжения низкой частоты регулируется в зависимости от температуры обмоток которая определяется путем непрерывного контроля их сопротивления.
Затем выпускают масло и создают вакуум.
После этого осуществляют сушку бака током низкой частоты. Количество удаляемой воды регистрируется прибором VZ402 и дополнительно измеряется в конденсаторе — емкости для конденсации продуктов откачки. В нем удаляемая из бака парообразная смесь переходит в жидкую фазу.
После сушки масло установки подготовки масла направляется обратно в бак.
Положительные эффекты:
удаление помимо воды уксусной кислоты;
удаление свободной воды на дне;
время отключения трансформатора может быть сокращено до 10 – 16 сут вместо нескольких недель которые требуются при традиционных методах сушки с помощью циркуляции масла.
Недостаток: более дорогая установка.
Различные автоматические устройства применяют во всех частях системы передачи и распределения электроэнергии. Высокая скорость измерения электрических величин особенно в переходных процессах исключает возможность регулирования за счет действий персонала. Некоторые объекты системы работают без обслуживающего персонала . сложность и непрерывность процессов производства передачи и распределения ЭЭ определяет необходимость широкого использования автоматических устройств практически на всех объектах. Автоматические устройства позволяют обеспечить ликвидацию аварий и способны выполнить регулирование электрического режима при изменении нагрузки. Широко используются устройства режимной и противоаварийной автоматики которые наряду с быстродействующими защитами значительно повышают надежность работы всей системы передачи и распределения ЭЭ. К ним относятся устройства: автоматического регулирования возбуждения(АВР) автоматического включения резерва(АВР) автоматического повторного включения(АПВ) автоматической частотной разгрузки(АЧР) и др.
Автоматическое включение резерва применяют для восстановления питания потребителей при повреждении в резервированной системе электроснабжения когда параллельно включенные элементы(линии или трансформаторы) работают раздельно для снижения уровня токов короткого замыкания. Применяют АВР линии трансформатора секции шин в некоторых случаях генератора или двигателя. Наиболее часто применяют АВР в системах распределения ЭЭ.
Также в дипломе рассмотрены вопросы безопасности и экологичности
Доклад окончен спасибо за внимание!

2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.docx

1 Методы сушки трансформаторов
Появление влаги в масле обусловлено не только процессами его старения но в большей степени старением твердой изоляции а также попаданием влаги извне оборудования например из воздуха для трансформаторов со свободным дыханием. При этом влага распределяется между компонентами изоляции крайне неравномерно; основное количество воды - до 90-95 % сосредоточено в твердой целлюлозной изоляции. В этих условиях даже полное удаление влаги из масла не приведет к заметному снижению общего влагосодержания изоляции оборудования. Сушка масла может производиться различными способами наиболее эффективным из которых является вакуумная сушка. Удаление влаги из масла приводит к нарушению равновесного влагосодержания в системе масло-целлюлоза и влага из целлюлозы начинает переходить в масло. Поверхностные слои целлюлозы подсушиваются достаточно быстро так как скорость диффузии влаги на поверхности раздела твердой и жидкой изоляции сравнительно высока. Скорость же диффузии внутри целлюлозы значительно ниже. Поэтому после удаления влаги из масла и поверхности целлюлозы процесс сушки резко замедляется несмотря на то что общее влагосодержание почти не изменилось. Постоянные времени диффузии влаги из толщи твердой изоляции в масло оцениваются десятками и даже сотнями часов. Поэтому для сушки масла в эксплуатации использование интенсивных методов требующих как правило больших энергозатрат нецелесообразно. Рациональнее использовать малопроизводительные способы которые позволяют с помощью простого и дешевого оборудования требующего малых энергозатрат производить сушку масла со скоростями соизмеримыми со скоростью диффузии влаги в твердой изоляции. Такие устройства могут устанавливаться на работающем оборудовании и производить постоянную сушку его изоляции в эксплуатации. Одним из примеров таких устройств может служить акустический осушитель схема которого показана на рисунке 4
Рисунок 4 – Схема электростатического осушителя: 1-трансформатор; 2-охладитель; 3-дополнительный охладитель; 4-коагулятор; 5-игольчатые электроды; 6-выделитель; 7-выпуск воды; 8-ротор; 9-стекло; 10-полиэтиленновые лопасти; 11-фильтр.
Принцип действия электростатического осушителя состоит в следующем: при рабочей температуре трансформатора (60-80 °С) количество влаги растворенной в масле за счёт поступления ее из твердой изоляции увеличивается по сравнению с нормальной температурой. При быстром охлаждении масла в основном и дополнительном охладителях влага не успевает покинуть масло а за счет снижения растворимости воды в масле при снижении температуры переходит из растворённого состояния в эмульгированное образуя микроскопические капли. Масло с эмульгированной влагой поступает в коагулятор в котором на игольчатых электродах создается резко неравномерное электрическое поле. Происходит втягивание капель влаги в область сильного поля и слияние их в более крупные капли. После коагуляции масло с крупными (до 150 мкм) каплями поступает в выделитель где под действием слабо неоднородного поля капли воды осаждаются на поверхности стекла закрывающего внешний электрод образуя водяной слой. С помощью полиэтиленовых лопастей на роторе выделителя образовавшийся водяной слой снимается со стекла и стекает на дно выделителя откуда вода периодически сливается. Подсушенное масло через фильтр подается обратно в трансформатор. Достоинствами электростатического осушителя являются:
) непосредственное выделение влаги из масла; без использования дополнительной среды или регента;
) простота и низкая стоимость устройства;
) низкое энергопотребление;
) дополнительная очистка масла от механических примесей осаждающихся вместе с водой на стекле и смываемых на дно выделителя.
К недостаткам следует отнести необходимость источника высокого напряжения наличие вращающихся деталей снижающих надежность устройства и необходимость периодического слива воды.
Еще один способ удаления влаги непосредственно из масла связан с использованием активированного алюминия.
При этом способе осуществляется принудительная циркуляция масле через баки с активированным алюминием который активно поглощает воду растворенную в масле. Бак с активированным алюминием мотает подключаться последовательно с адсорбционным фильтром перед ним. Эффективность такого способа сушки достаточно велика. Общая стоимость сушки до 15 раза ниже чем вакуумная. К недостаткам следует отнести также наличие движущихся деталей в насосе и необходимость периодической замены окиси алюминия.
В описанных осушителях происходит непосредственное выделение влаги из масла. Другим способом сушки масла является сушка с помощью удаления влаги из газа находящегося в контакте с маслом. При контактировании масла с сухим газом влага содержащаяся в масле переходит в газ и вместе с ним удаляется из осушаемой среды. В некоторых случаях в качестве реагентного газа используют воздух однако в этом случае вместе с осушкой масла происходит быстрое насыщение его кислородом что приводит к интенсификации процессов окисления масла. Поэтому выгоднее использовать либо азот либо инертные газы. В зависимости от способа смешения масла с газом различают установки барботажного скубберного и циркуляционного типов. На установках барботажного типа (см. рис. 5) газ нагнетается компрессором в нижнюю часть осушителя где проходит через слой твердого влагопоглотителя после чего направляется в газораспределитель опущенный под слой осушаемого масла например в бак-расширитель трансформатора. Газораспределитель имеет большое количество отверстий выходя из которых газ в виде большого количества пузырьков с сильно развитой поверхностью проходит через толщу масла поглощая растворенную в нем влагу. Увлажненный газ собравшийся над поверхностью масла подается на вход компрессора.
Рисунок 5 – Схема маслоосушителя барботажного типа: 1-компрессор; 2-осушитель; 3-газораспределитель; 4-бак с осушаемым маслом.
Несмотря на очевидные достоинства и простоту описанного устройства оно содержит движущиеся части (компрессор) и требует периодической смены осушителя. Еще более простое устройство свободное от указанных недостатков представляет собой термоэлектрический осушитель схема которого показана на рис. 6.
Рисунок 6 – Схема термоэлектрического осушителя: 1-бак–расширитель; 2-масло; 3-термоэлемент; 4-трубка для слива воды.
Принцип действия такого осушителя основан на вымораживании паров воды из воздуха находящегося в баке-расширителе трансформатора и смещении равновесного влагосодержания в системе масло-воздух в сторону воздуха. Воздух из бака расширителя за счет термосифонного потока циркулирует по замкнутому контуру проходя через канал термоэлементов. Термоэлемент действие которого основано на эффекте Пельтье с использованием металлических а чаще полупроводниковых элементов охлаждает стенки своего канала до температуры (-70 °С) и ниже. При этом влага содержащаяся в проходящем воздухе осаждается на стенках канала в виде изморози и льда. Осушенный воздух возвращается в бак-расширитель где происходит его увлажнение за счет воды растворенной в масле. Лед и изморозь периодически удаляются из канала путем нагревания его до температуры (+10 °С) что осуществляется переключением направления тока. При этом вода собирается в нижней части канала и стекает по отводящей трубке. При последующем охлаждении остатки воды в нижней части канала замерзают и плотно закрывают отводящую трубку. Период нагрева длится несколько минут и повторяется 1-2 раза в сутки. Общее энергопотребление такого устройства составляет порядка 100 Вт. Достоинства такого метода очевидны: устройство не требует эксплуатационных затрат отсутствуют движущиеся части низкая стоимость устройства и мала потребляемая энергия.
При образовании в масле или при попадании в него извне различного рода примесей включающих эмульгированную влагу механические примеси коагулированные высокомолекулярные продукты окисления масла и др. происходит снижение пробивного напряжения увеличение tg и других характеристик. В этом случае для восстановления масла может использоваться метод центробежной сепарации основанный на разделении веществ имеющих разную плотность. При вращении цилиндрического сосуда с жидкостью поверхность жидкости принимает форму воронки а при больших скоростях вращения глубина воронки делается значительно больше глубины сосуда и жидкость обнажая дно переходит на стенки. Если во вращающийся барабан подавать смесь состоящую из масла твердых частиц и воды то под действием центробежной силы смесь будет двигаться вдоль барабана и одновременно радиально по направлению к боковой стенке. Твердые частицы образуют на стенках осадок вода - внешнее кольцо масло - внутреннее кольцо. При очистке масла пользуются тарельчатыми центрифугами (см. рисунок 2.1.5). Внутрь барабана такой центрифуги помещается пакет из большого числа тарелок - усеченных конусов из тонкого листового металла имеющих несколько отверстий по окружности.
Эмульсия разделяется центробежной силой в тонких слоях (05-15 мм) между тарелками что ускоряет разделение. Тяжелая и легкая жидкости выводятся из барабанов на разных уровнях. В зависимости от степени увлажнения масла барабан центрифуги может работать в режиме кларификации при котором незначительные количества воды и механические примеси выделяются из масла и собираются в грязевике барабана; и режиме пурификации: когда при большом влагосодержании масла (более 05 %) вода отводится из барабана непрерывно. Интенсивность процессов сепарации повышается с увеличением температуры однако если центрифуга работает при атмосферном давлении.
Происходит интенсивное насыщение масла воздухом и при повышении температуры выше 70 °С наблюдается интенсификация процессов окисления масла. Поэтому в последнее время используются центрифуги в которых процессы сепарации проводятся под вакуумом.
Необходимо учитывать что в центрифугах без вакуума выделяется лишь эмульгированная влага поэтому нецелесообразно использование центрифуги в замкнутом контуре так как в этом случае производительность по мере удаления из масла влаги резко падает. Достоинство метода состоит в том что при очистке масла от механических примесей не используется дополнительных элементов и веществ способных вносить в масло собственные примеси. К недостаткам следует отнести сложность самого технологического оборудования его настройки необходимость частой очистки что в конечном итоге приводит к низкой производительности.
Наиболее эффективным методом сушки и дегазации масла является термовакуумная обработка в которой различают две стадии. На первой стадии масло вспенивается под вакуумом и происходит интенсивный выход газов и паров воды из большой поверхности масляной пленки разделяющей пузырьки в объем этих пузырьков. На второй стадии прекращения пенообразования скорость выхода газов и влаги из толщи масла уменьшается на несколько порядков а количество оставшихся в масле газа и влаги составляет 10-40% от первоначального. Для увеличения скорости удаления газов и влаги на второй стадии используют специальные меры суть которых сводится к увеличению поверхности раздела между масляной и газовой фазой и уменьшением толщины слоя масла. Наиболее распространенными в силу технической простоты долгое время были конструкции в которых происходило растекание масла тонким слоем по большим поверхностям. К ним относятся дегазирующие устройства с использованием плоских пластин кольцами Рашига и др. Анализ выделения газа в таких системах показал что скорость извлечения зависит от размеров растекателя коэффициента диффузии газа (зависящего от температуры масла) плотности и вязкости масла а также от толщины его слоя.
Существует еще один метод быстрого выделения газа и влаги из толщи масла основанный на ультразвуковой кавитации. При этом методе в толщу масла находящегося под вакуумом помещается ультразвуковой вибратор который обеспечивает образование вакуумных микро пузырьков со стенок которых происходит интенсивное газо- и влаговыделение внутрь пузырька. Далее пузырьки всплывают на поверхность масла удаляя из толщи газы и влагу. На сегодняшний день этот метод находится в стадии разработки поэтому привести его количественные характеристики не представляется возможным однако проведенные оценки покрывают что эффективность его не хуже рассмотренных выше методов.
Контрольная подсушка трансформаторов в масле производится при небольших увлажнениях изоляции обмоток трансформаторов а также в следующих случаях:
– при увлажнении масла и нарушении герметичности; при хранении силовых трансформаторов без масла или доливки масла (время хранения не должно превышать более 1 года);
– при пребывании активной части СТ (силовых трансформатор) в разгерметизированном состоянии свыше допустимого но не более чем вдвое;
– при характеристиках изоляции измеренных после монтажа не соответствующих нормам.
В связи с созданием вакуума при подсушке должен быть обязательно демонтирован расширитель а уровень масла в этом случае в баке трансформатора должен быть на 150—200 мм ниже крышки бака. Перед подсушкой во внутрь трансформатора закладывается технологический бачок с образцами электрокартона из макета изоляции.
При контрольной подсушке масло из бака трансформатора сливается в бак в баке создается вакуумным насосом вакуум. Затем бак заливают маслом под вакуумом до уровня 150—200 мм ниже крышки бака включают подогревательную установку доводят температуру верхних слоев масла до +80 °С и прогревают СТ определенное время в зависимости от его мощности.
В период прогрева осуществляется циркуляция масла с помощью насоса . После окончания прогрева из СТ сливают масло под вакуумом в бак и охлаждают СТ также под вакуумом 20 ч до температуры 20—25 °С а затем не снимая вакуума заливают в СТ масло.
После окончания подсушки проверяют влагосодержание образцов изоляции толщиной 05; 10 и 30 мм и сравнивают результаты влагосодержания с измеренными ранее. Подсушка считается удовлетворительной если влагосодержание образцов не превышает 1 %. В противном случае подсушку повторяют.
Контрольную подсушку можно выполнить и принципиально другим способом — подсушкой с использованием ловушки для вымораживания паров конденсата. Этот способ производится с полным сливом масла из трансформатора и при возможном глубоком остаточном давлении.
Контрольная подсушка СТ без масла производится при помощи установки «Иней» методом низкотемпературной обработки изоляции которая основана на удалении паров воды из твердой изоляции при помощи низкотемпературной ловушки паров воды в условиях глубокого вакуума. Температура поверхности ловушки составляет от минус 70 °С до минус 80 °С; при этом давление насыщенных паров влаги 10 Па.
Для поддержания необходимой интенсивности сушки СТ в вакууме используется тепло аккумулированное магнитопроводом и металлическими частями СТ при температуре изоляции обмоток +20 °С. Низкотемпературная подсушка СТ осуществляется по схеме приведенной на рисунке . До начала подсушки проверяют герметичность бака СТ. При этом повышение давления за 1 ч не должно превышать 665 Па при включении на подсушку остаточное давление должно составлять не более 130 Па а в процессе подсушки — не более 30 Па. Температура в ловушке в процессе сушки не должна превышать минус 70 °С.
Во время сушки пары образованные при испарении влаги из изоляции отсасываются вакуумным насосом вместе с воздухом натекающим через неплотности бака трансформатора. При этом пары воды и воздух проходят через ловушку где пары воды соприкасаясь с охлажденной до минус (70—78) °С внутренней поверхностью ловушки интенсивно конденсируются а воздух удаляется вакуумными насосами .
Отбор конденсата производится один раз в сутки через вентиль . Процесс подсушки контролируется по выделению конденсата скорости снижения давления в баке трансформатора при проверке герметичности измерению ДСС обмоток по абсолютному давлению в баке трансформатора.
Критериями окончания подсушки являются выделение конденсата менее
кг в сутки при давлении в баке 26 Па стабилизация значения ДСС обмоток в течение суток. При использовании названного метода уменьшается расход электроэнергии снижаются трудозатраты обеспечивается пожаробезопасность и т. д.
Сушка изоляции трансформаторов без масла производится при значительном увлажнении изоляции а также в следующих случаях: на активной части или баке СТ обнаружены следы воды; индикаторный силикагель потерял голубой цвет; хранение СТ без масла продолжалось более одного года; продолжительность пребывания активной части в разгерметизированном состоянии превышает вдвое допустимое время; неудовлетворительные результаты контрольной подсушки. Этот технологический процесс протекает при температуре 90—105 °С и возможном глубоком остаточном давлении. Осуществляется он в собственном баке трансформатора индукционным методом с дополнительным обогревом дна бака или в вакуум-сушильном шкафу обогреваемом паром или электроэнергией.
Контроль за температурой ведется термопарами установленными в наиболее горячих местах активной части и бака. Контроль за температурой должен осуществляться по всему объему активной части причем не допускается завышение температуры на изоляции выше 105 °С из-за ее быстрого старения и остывания ниже температуры 90—95 °С так как это может сказаться на качестве сушки.
Для контроля состояния изоляции все обмотки трансформа- тора закорачиваются и выводятся через крышку временными фарфоровыми вводами класса напряжения не менее 10 кВ.
Перед сушкой масло удаляют и бак насухо протирают. Выемную часть опускают в бак и крышку герметично крепят болтами. Для нагрева на бак наматывают обмотку причем под нее предварительно подкладывают тепловую изоляцию (асбест или стеклоткань).
Обмотку накладывают не на весь бак а на 40—60 % его высоты в нижней части трансформатора чтобы температура распределялась более равномерно. Если нет асбеста или стеклоткани подкладывают деревянные рейки толщиной 1—2 см. Провод для обмотки рекомендуется взять с асбестовой изоляцией. При трубчатых или ребристых баках обмотку наматывают поверх труб или ребер. Для дополнительного подогрева под дно бака ставят электропечь.
Обмотка подключенная к источнику переменного тока (сеть 220—380 В) или к сварочному трансформатору обтекается током магнитный поток создает в стенках бака индукционные токи нагревающие его.
Когда температура обмоток трансформатора достигает 85—100 °С включается вакуум-насос и образуется повышенный вакуум до 20 МПа для удаления паров из бака. В дальнейшем ежечасно вакуум уменьшают на 6 МПа и доводят до предельно допустимого для данного бака.
Сушка должна производиться при температуре обмоток не выше 100 °С и бака не выше 120 °С. Регулирование следует производить включением и отключением обмотки или частичным отключением витков.
Остатки масла в процессе сушки удаляют через отверстие в дне бака и специальный отборник с двумя вентилями позволяющими сливать остатки масла при имеющемся остаточном давлении в баке.
Для циркуляции воздуха в трансформаторе необходимо к нижней задвижке присоединить трубу с краном и фильтром для очистки подсасываемого воздуха. Как правило это устройство подводят к печам которые устанавливают под дном трансформатора. Таким образом при включенной системе циркуляции в бак с активной частью попадает очищенный теплый воздух.
Сушка считается законченной если в течение 48 ч (при постоянных температурах и остаточном давлении) значения К60 1§5 и ДСС остаются постоянными и не выделяется конденсат.
При этом продолжительность сушки с момента достижения предельных значений остаточного давления должна быть не менее: 15 суток для трансформаторов 750—330 кВ 12 суток для трансформаторов 220—110 кВ.
После окончания сушки оставляя остаточное давление и не останавливая вакуум-насоса отключают нагрев и температуру активной части доводят до 65—85 °С. После этого производят заливку горячим 50—60 °С маслом (не снижая остаточного давления) со скоростью не более 3 тч.
Затем сливают масло производят ревизию после сушки и окончательную заливку маслом согласно инструкции.
Прогрев или сушка трансформаторов токами нулевой последовательности производится за счет тепла выделяемого в активной стали трансформатора конструкционных деталях магнитопровода и в баке трансформатора от вихревых токов образующихся под действием переменного магнитного поля.
Магнитное поле возбуждается рабочими обмотками трансформатора которые соединяются по схеме нулевой последовательности.
Такую схему можно создать в том случае если:
а) обмотки трехфазного трансформатора собраны по схеме звезды и имеют нулевой вывод;
б) обмотки трехфазного трансформатора собраны по схеме треугольника и возможен разрыв для подключения напряжения;
в) обмотки однофазного трансформатора имеют нулевой вывод или ветви с разным направлением намотки.
Расчет значений мощности напряжения и тока при прогреве СТ токами нулевой последовательности для конкретного трансформатора производится по специальным эмпирическим формулам.
Метод сушки трансформаторов током КЗ сводится к использованию тепла которое выделяется в меди обмоток трансформатора. В этом случае к первичной обмотке трансформатора подводят напряжение равное или близкое к UК а вторичную закорачивают. В обмотках трансформатора протекает номинальный ток.
Сушка трансформаторов постоянным (выпрямленным) током используется при контрольном прогреве и подсушке трансформаторов. Сравнительно небольшая трудоемкость при подготовке к прогреву экономичность и большая скорость подъема температур обеспечивают этому методу частое практическое применение.
Прогрев трансформаторов выполняется при помощи выпрямителя типа КВТМ-28005 собранного на неуправляемых вентилях типа ВК-2-5005Б и имеющего девять ступеней регулировки напряжения при максимальном токе равном 1800 А.
Установка типа ВУ-650 собрана как на неуправляемых так и на управляемых вентилях и может плавно регулировать напряжение от 0 до 560 В при максимальном токе 650 А.
В качестве источников постоянного тока также могут быть использованы и вращающиеся машины постоянного тока: возбудители генераторы и т.д.
Подготовка к прогреву трансформатора начинается с расчета параметров схемы. Затем подключается выпрямительная установка и измерительные приборы тока и напряжения.
При подключении кабелей и проводов на стороне выпрямленного тока следует тщательно проверять состояние контактов и соответствие выбранного сечения проводов. В случае разрыва цепи постоянного тока возникают большие перенапряжения способные повредить изоляцию трансформатора. С этой точки зрения обмотки трансформатора следует надежно закорачивать.
Метод Smart Dry сочетающий вакуумную сушку обмоток с низкочастотным нагревом (LFH) зарекомендовал себя как наиболее рациональное для трансформаторов мощностью более 10 МВ·А и экономически выгодное техническое решение.
Принцип положенный в основу метода: активная часть трансформатора нагревается путем подачи в высоковольтную (первичную) обмотку напряжения низкой частоты (до 1 Гц) при замкнутой накоротко обмотке низшего напряжения (вторичной). Низкая частота в значительной степени уменьшает реактивную составляющую сопротивления цепи короткого замыкания и позволяет за счет этого получить соответствующую величину тока при небольшом напряжении. Индуктивная связь между обмотками при этом сохраняется.
Потери от вихревых токов в обмотках и деталях конструкции при низкой частоте незначительны за счет чего исключается возможность локального перегрева в этих элементах. Превышение допустимых пределов величин тока и напряжения также становится невозможным благодаря надежности расчетов соответствующих параметров установки. Подача в первичную обмотку напряжения низкой частоты регулируется в зависимости от температуры обмоток которая определяется путем непрерывного контроля их сопротивления. За счет этого предотвращается возможность дополнительного старения бумажной изоляции под действием нагрева обмоток.
Процесс сушки: обычно масло силового трансформатора в процессе эксплуатации регулярно подвергается анализу. Если при этом обнаруживается высокое содержание воды рекомендуется измерение показателя PDC (токов поляризации и деполяризации). На основе установленных значений содержания воды в твердой изоляции и массы этой изоляции с учетом масляной пропитки проводится согласование с заказчиком количества воды подлежащей удалению в процессе сушки.
На стадии проектирования установки для сушки активной части трансформатора его бак и высоковольтные вводы должны проверяться на вакуумную плотность. Если вводы не обеспечивают нужной герметичности должны устанавливаться соответствующие дополнительные соединительные фланцы.
Расширительные емкости обычно не обладают вакуумной плотностью поэтому соединительный трубопровод соединяющий расширитель с баком необходимо на время сушки демонтировать и место его ввода в бак закрыть глухим фланцем. Только после этого вторичная обмотка трансформатора может быть закорочена а в первичную подано напряжение низкой частоты. Предварительно необходимо также смонтировать маслопроводы между баком трансформатора и установкой подготовки и подачи масла а также включить вакуумный тракт между масляной установкой и баком трансформатора.
Весь процесс сушки складывается из трех циклов:
– нагрев током низкой частоты (LFH);
– выпуск масла и создание вакуума;
– сушка пульсирующим током низкой частоты.
В зависимости от производительности используемого насоса масло в течение нескольких часов откачивается из трансформатора и попадает в емкость для промежуточного хранения. Бак трансформатора вакуумируется после чего начинается процесс сушки. При этом в зависимости от содержания влаги среднюю температуру обмоток ступенями по 5К повышают до максимальной (90 °C) а затем снова снижают.
Максимальное напряжение в первичной обмотке трансформатора во время нагрева составляет 760 В. Чтобы полностью исключить опасность электрического пробоя во время подачи тока глубину вакуума повышают до 40 – 60 мбар (30 – 45 мм ртутного столба). Следует отметить что подаваемое в первичную обмотку напряжение слишком мало чтобы вызвать пробой изоляции уровень которой рассчитан на 100 и более киловольт. При давлении в баке 1 мбар и заданных изоляционных расстояниях возможность пробоя в процессе сушки полностью исключается.
Сушка заканчивается после удаления установленного количества воды при этом масло заправляется в бак когда он еще находится под вакуумом. После демонтажа электрических и гидравлических соединений измерения сопротивления изоляции восстановления всех демонтированных соединений и откачки из бака воздуха трансформатор выдерживают определенное время и затем сдают в эксплуатацию.
Остаточная влажность определяется с помощью последующего измерения показателя PDC. Весь ход процесса и полученные результаты подробно отражаются в документации. Установка для вакуумной сушки: на рис. 7 в упрощенном виде представлена структура системы для вакуумной сушки активной части силового трансформатора. Из схемы видно что вторичная обмотка закорочена а в первичную подается напряжение низкой частоты. Измеряемые значения напряжения U и тока I используются для управления и регулирования а также для определения среднего значения сопротивления первичной обмотки.
Рисунок 7 - Конфигурация установки для вакуумной сушки обмоток трансформатора с низкочастотным нагревом: f1 — сетевая частота 50 Гц;
f2 — частота тока нагрева; U I — приборы для измерения напряжения и тока сигналы которых используются в схеме регулирования системы.
Количество удаляемой воды регистрируется прибором VZ402 компании Micafil и дополнительно измеряется в конденсаторе — емкости для конденсации продуктов откачки. В нем удаляемая из бака парообразная смесь переходит в жидкую фазу. Конденсат состоит почти исключительно из воды. Он содержит лишь небольшую долю кислотных составляющих преимущественно уксусную кислоту. Удаление последней в процессе сушки активной части трансформатора является дополнительным положительным эффектом помимо удаления воды.
Еще одним достоинством рассматриваемого способа сушки является то что при полном вакуумировании бака удаляется также свободная вода которая иногда в значительном количестве собирается на дне.
С апреля 1997 г. способ Smart Dry был с успехом применен для сушки в общей сложности 25 трансформаторов для напряжений по первичной стороне 30 – 400 кВ номинальной мощностью от 125 до 300 МВ·А. Остаточное содержание влаги в изоляции трансформаторов после сушки составляло в среднем 2 %. Выборочные пробы проведенные через несколько лет после сушки показали лишь незначительное увеличение содержания влаги.
Многие силовые трансформаторы которые находятся в эксплуатации в настоящее время имеют возраст 30 и более лет. Вакуумная сушка в сочетании с технологией нагрева LFH является эффективным способом продления срока службы таких трансформаторов. При использовании данного способа сушки время отключения трансформатора может быть сокращено до 10 – 16 сут вместо нескольких недель которые требуются при традиционных методах сушки с помощью циркуляции масла. Благодаря такой существенной экономии времени способ Smart Dry представляет особый интерес для систем тягового электроснабжения железных дорог а также для электростанций подстанций и промышленных предприятий.
Опасения что этот способ слишком жесткий и может привести к короблению изоляции не подтвердились. Из практики известен случай когда один из просушенных трансформаторов после сдачи в эксплуатацию подвергся воздействию близкого короткого замыкания в сети и выдержал его без повреждения. Еще один трансформатор сразу же после просушки в рамках испытательной программы подвергался многократным воздействиям пиковых нагрузок и также выдержал их без повреждений.

3 ОРГАНИЗАЦИОННО.docx

3 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения
Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: либо воздушной линией 110 кВ от подстанции энергосистемы с установкой на территории предприятия ГПП с двумя трансформаторами ТРДН 63000110 (первый вариант) либо воздушной линией 220 кВ от подстанции энергосистемы с установкой на территории предприятия ГПП с двумя трансформаторами: ТРДН 63000220 (второй вариант). Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.
Технико-экономический расчет приведен в разделе основной части.
По итогам расчета был выбран первый вариант внешнего электроснабжения завода химического волокна.
После окончательного выбора схемы электроснабжения необходимо составить смету капитальных затрат на сооружение данной схемы с выделением соответствующих разделов.
Сметную стоимость элементов проектируемого объекта необходимо определять на основе “Укрупненных сметных норм” (УСН) которые в настоящее время разработаны для многих элементов систем электроснабжения.
Суммарные капиталовложения в схему электроснабжения определяются двумя составляющими тыс. руб.
где - суммарные капвложения в кабельные линии тыс. руб.;
- суммарные капвложения в оборудование тыс. руб.
Суммарные капвложения в кабельные линии включают несколько составляющих: капвложения в траншеи в оборудование укладку кабеля и монтаж муфт.
Стоимость строительных работ определяется по формуле тыс. руб.
где - удельные стоимости 1 – го километра траншей их автоматизированная копка и засыпка тыс. руб.;
Стоимость монтажных работ составляет примерно 20% от стоимости самого кабеля.
Стоимость оборудования (материала кабеля) составляет тыс. руб.
где - удельные стоимость 1 – го километра кабеля тыс. руб.;
- длина кабельной линии км.
Полные капвложения в оборудование рассчитываются аналогично тыс. руб.
где - соответственно удельные показатели стоимости строительных работ на единицу оборудования единицы оборудования монтажных работ по ее установке и подключению тыс. руб.шт.;
- количество единиц одинакового оборудования.
Прочие затраты берутся в процентах от суммы строительно-монтажных работ:
- для 04 кВ составляет 30%;
- для 6-10 кВ составляет 26%;
- для 35 кВ составляет 258%;
- для 110 кВ составляет 247%;
- для 220 кВ составляет 179%.
Суммирование капвложений в оборудование также производится только после пересчета с учетом территориального коэффициента на цены 2008 года (территориальный коэффициент на строительные работы равен 141 на монтажные работы – 121 на оборудование – 107).
3 Издержки по эксплуатации общезаводской части энергохозяйства
Годовые издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства включают затраты на обслуживание электроаппаратуры главной понизительной подстанции предприятия внутризаводских электрических сетей распред.устройств 10 кВ с высоковольтными потребителями и цеховых трансформаторных подстанций. Рассчитывают издержки по эксплуатации по упрощенной форме сметы.
3.1 Определение основной и дополнительной (с начислениями на соцстрахование) зарплаты
Для определения зарплаты необходимо в первую очередь рассчитать списочный состав эксплуатационных рабочих мест с учетом режима работы предприятия и коэффициента приведения явочного состава к списочному а также используя укрупненные нормативы численности персонала для обслуживания элементов систем электроснабжения.
Расчет суммарной трудоемкости всех видов ремонтов приведен в таблице 24
Таблица 24 – Расчет суммарной трудоемкости всех видов ремонтов
Норма трудоемкости ремонта чел.ч.
ОРУ - 110 кВ с разъединителями и выключателями
Разъединители - РНДЗ-1102000У1
Выключатели - ВГП-110-402000У1
ОПНTEL-11073-550 УХЛ1
Силовые трансформаторы
Ячейки КРУ с выключателями ВВTEL-10-125630У2
Трансформаторы напряжения
Ячейка с ТСН до 160 кВА
Ячейки с выключателями ВБЭ-10-3153150
Цеховое оборудование (10 кВ):
Разъединители - РВ-10400У1
Предохранители - ПКТ104-10-315-20У3
Трансформаторы - ТМ 250010
Трансформаторы - ТМ 160010
Трансформаторы - ТМ 100010
Цеховое оборудование (04 кВ):
Автомат-е выключатели - ЭО40С
АПвП F=50 мм2 l=001 км n=12
АПвП F=50 мм2 l=022 км n=2
АПвП F=50 мм2 l=0228 км n=2
АПвП F=50 мм2 l=064 км n=2
АПвП F=70 мм2 l=052 км n=4
АПвП F=95 мм2 l=001 км n=6
АПвП F=95 мм2 l=0536 км n=8
АПвП F=95 мм2 l=0228 км n=2
АПвП F=95 мм2 l=0164 км n=2
АПвП F=120 мм2 l=022 км n=2
Норма суммарной трудоемкости ремонтных работ на одного рабочего по техническому обслуживанию в одну смену при нормальных условиях окружающей среды составляет – 1000 чел. ч.
При обслуживании трансформаторов и распределительных устройств наружной установки вводится поправочный коэффициент – 087.
Поправочный коэффициент для сухих трансформаторов – 07.
При обслуживании открытых распределительных устройств 110 кВ вводится поправочный коэффициент – 13.
Списочный состав рабочих определяется по формуле чел.
где - суммарная трудовая трудоемкость всех видов работ чел.ч.;
- коэффициент сменности работы оборудования;
- норма межремонтного (технического) обслуживания на одного рабочего в одну смену чел.ч.
Тарифный фонд заработной платы руб.
где - тарифная ставка эксплуатационных рабочих при повременной оплате (принимаем ее равной 2234 руб.час);
Для получения годового фонда заработной платы необходимо тарифный фонд увеличить учитывая доплаты относящиеся к часовому дневному и годовому фондам.
Районный коэффициент руб.
Праздничные дни руб.
Дневной фонд заработной платы будет составлять руб.
Средства на отпуска составляют руб.
Отчисления на социальные нужды:
Таким образом годовой фонд заработной платы равен руб.
3.2 Затраты на ремонт
где - тарифная ставка ремонтных рабочих при повременной оплате (принимаем ее равной 2565 руб.час);
Отчисления на социальные нужды руб.
Расходы на материалы определяются руб.
Цеховые расходы руб.
Таким образом затраты на ремонт равны
3.3 Амортизационные отчисления
Амортизационные отчисления определяют исходя из годовых норм амортизации и капитальных вложений дифференцированно по каждой группе основных фондов. Данные расчета заносим в таблицу 25.
Таблица 25 – Амортизационные отчисления
Элементы основных фондов
Капитальные вложения
Годовые амортизационные отчисления
Прочие расходы в смете годовых издержек можно принимать в размере 1 % от основной заработной платы эксплуатационного персонала руб.
3.5 Издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства
Годовые издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства представлены в таблице 26.
Таблица 26 – Издержки по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства
Наименование статей расходов
Заработная плата основная и дополнительная с начислениями на социальные нужды
Амортизационные отчисления
3.6 Калькуляция себестоимости электроэнергии
Себестоимость единицы электроэнергии складывается из стоимости 1 кВт·ч электроэнергии и издержек по эксплуатации общезаводской части электрохозяйства приходящихся на 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии.
3.7 Калькуляция себестоимости по двухставочному тарифу
Таблица 27 - Калькуляция себестоимости по двухставочному тарифу
Показатели и статьи расходов
Потребленная энергия
Годовой максимум нагрузки
Основная ставка по тарифу за потребляемую
мощность (с учетом НДС - 18%)
Тариф за электроэнергию (с учетом НДС - 18%)
Плата за электрическую мощность
Плата за электроэнергию
Годовые издержки по эксплуатации общезаводской
части электрохозяйства
Потери электроэнергии
Полезно используемая электроэнергия
Себестоимость 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии
Потребляемая электроэнергия тыс. кВт·ч
где – величина максимума нагрузки кВт;
– число часов использования максимума нагрузки для завода химического волокна составляет 7100 ч.
Основная ставка по двухставочному тарифу для 110кВ руб.кВт·мес. с учетом НДС=18% - руб.кВт·мес.
Дополнительная ставка по двухставочному тарифу для 110кВ коп.кВт·ч с учетом НДС - коп.кВт·ч.
Плата за электрическую мощность тыс. руб.
Плата за электроэнергию тыс. руб.
Итого плата за потребление электроэнергии составляет тыс. руб.
Полезно используемая электроэнергия тыс.кВт·ч
Себестоимость определяется из отношения расходов к полезно используемой электроэнергии руб.кВт·ч
4 Калькуляция себестоимости по одноставочному тарифу
Таблица 28 - Калькуляция себестоимости по одноставочному тарифу
Ставка по тарифу за потребляемую
электроэнергию (с учетом НДС - 18%)
Плата за потребленную электроэнергию
Ставка по одноставочному тарифу для 110 кВ коп.кВт·ч с учетом НДС - коп.кВт·ч.
Плата за потребленную электроэнергию по формуле тыс. руб.
Себестоимость определяемую из отношения расходов к полезно используемой электроэнергии вычислим по выражению руб.кВт·ч.
Вывод: расчет будем производить по одноставочному тарифу исходя из того что себестоимость посчитанная по данному тарифу порядка на 3 % ниже чем посчитанная по двухставочному и составляет в итоге руб.кВт·ч.
5 Мероприятия по экономии электроэнергии
5.1 Использование осветительной аппаратуры с высокой степенью эффективности.
В современных системах освещения необходимо использовать осветительную аппаратуру с высокой степенью эффективности например малогабаритные криптоновые лампы вместо обычных ламп. Кроме того используемые в коридорах приемных лестницах туалетах лампы накаливания желательно заменить малогабаритными люминесцентными лампами с интегральным встроенным устройством управления. То есть путем внесения изменений в существующие системы освещения можно получить значительную экономию около 8% от осветительной нагрузки и в то же время добиться улучшения уровня освещенности.
Таким образом экономия электроэнергии составит тыс кВтч.
где - осветительная нагрузка предприятия кВт;
- время максимума нагрузки часов.
5.2 Применение энергосберегающих технологий в компрессорных установках.
Давление всасываемого воздуха в цилиндре зависит от потери давления во всасывающих клапанах. При установке прямоточных клапанов вместо кольцевых или дисковых достигается экономия электроэнергии на 13%. Использование резонансного наддува поршневых компрессоров (сокращение удельного расхода электроэнергии на 5%). Замена пневмоинструмента электроинструментом (в среднем экономия электроэнергии составляет 7%).
Суммарная экономия составит тыс кВтч
где - мощность компрессорных установок кВт.
5.3 Применение цеховых трансформаторов с соединением обмоток звезда-зигзаг 13 с.56
Применение таких трансформаторов позволяет исключить симметрирующие устройства и сокращает потери мощности на 8 %.
В итоге будем иметь экономию порядка тыс кВтч
где - потери в цеховых трансформаторах кВт.
Таблица 29 - Годовой экономический эффект
Наименование мероприятия
Ожидаемый экономический эффект
Использование осветительной аппаратуры с высокой степенью эффективности.
Применение энергосберегающих технологий в компрессорных установках.
Применение цеховых трансформаторов с соединением обмоток звезда-зигзаг.
Расчет производится по следующей формуле (одноставочный тариф) тыс. руб.
где - Ставка по тарифу за потребленную электроэнергию (с учетом НДС - 18%) и составляет 7393 копкВт·ч.
6 Технико-экономические показатели системы электроснабжения
В заключение экономической части необходимо привести таблицу с основными технико-экономическими показателями проектируемой системы электроснабжения. В таблицу включены следующие показатели (см. таблицу29).
Таблица 30 – Технико-экономические показатели
Установленная мощность
Напряжение внешнего электроснабжения
Напряжение внутреннего электроснабжения
Коэффициент мощности
Количество и мощность трансформаторов на ГПП
Конструктивное выполнение ГПП
Схема с выключателями и разъединителями
Максимальная заявленная мощность
Количество цеховых подстанций и их мощность
Продолжение таблицы 30
Принятая схема внутреннего электроснабжения
Потребление электрической энергии предприятием за год
Компенсируемая реактивная мощность в том числе:
на напряжении 10 кВ –
на напряжении 04 кВ –
Потери активной мощности
Капитальные затраты на электрооборудование предприятия
Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности
Годовые издержки по обслуживанию электрооборудования
Численность персонала
Годовой фонд основной и дополнительной зарплаты эксплуатационного персонала
Коэффициент обслуживания
Стоимость электроэнергии (плата энергосистеме)
Расход электроэнергии на единицу продукции
Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии
Экономический эффект от проведения мероприятий по экономии электроэнергии
Фактический расход электроэнергии на единицу выпущенной продукции определяется из формулы кВт·чед.
где В – количество выпущенной продукции тыс. ед.
где Эн – фактический расход электроэнергии на единицу продукции.
7 Структура организации управления энергохозяйством
Рисунок 8 – Структура управления энергохозяйством
8 Технико-экономическое сравнение
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности для которых как правило применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители первой категории то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию: питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трехобмоточными трансформаторами 22011035 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: либо воздушной линией 110 кВ от подстанции энергосистемы с установкой на территории предприятия ГПП с двумя трансформаторами ТРДН 63000110 (первый вариант) либо воздушной линией 220 кВ от подстанции энергосистемы с установкой на территории предприятия ГПП с двумя трансформаторами ТРДН 63000220 (второй вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на листе 2.
Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.
Приведенные затраты определяются по формуле тыс. руб.
где – суммарные капвложения в схему электроснабжения тыс. руб.;
– суммарные издержки тыс. руб.
где – суммарные издержки на амортизационные отчисления тыс. руб.;
– суммарные издержки на обслуживание объекта тыс. руб.;
– суммарные издержки на потери электроэнергии тыс. руб.
8.1 Выбор сечения воздушной линии
Сечение проводов воздушных линий определяется из условия А
где – допустимый ток для стандартного сечения линии А;
– расчетный ток в линии электропередач в аварийном режиме А.
Определим расчетный ток в линии в нормальном режиме А
где – полная расчетная мощность кВА;
– номинальное напряжение кВ.
Определим расчетный ток в линии электропередач в аварийном режиме А
Соответствующее этому току нестандартное сечение определяется по формуле мм2
где – нормированное значение экономической плотности тока А мм2 выбираемое по таблице 4.1 3.
По таблице 1.7.35 2 выбираем провод АС-150 исходя из условия А
8.2 Капитальные затраты в схему электроснабжения
Капитальные затраты на ЛЭП тыс. руб.
где Кв – стоимость выключателей на линии 110 кВ тыс. руб.;
Кл – стоимость линии электропередач (ЛЭП) тыс. руб.
Стоимость выключателей ВГП-110 равна 419 тыс. руб. 2 таблица 10.26 .
Стоимость сооружения воздушной линии 110 кВ на стальных опорах с одновременной подвеской двух цепей и проводом марки АС-150 равна =286 тыс. руб.км. 2 таблица 10.15.
Стоимость линии высокого напряжения тыс. руб.
Суммарные затраты на ЛЭП тыс. руб.
Стоимость двух трансформаторов ТРДН 63000110 2 таблица 3.6 тыс. руб.
Суммарные затраты на ГПП тыс. руб.
Суммарные затраты по первому варианту тыс. руб.
8.3 Ежегодные издержки
Ежегодные издержки на амортизацию ЛЭП выключателей и трансформаторов 2 таблица 9.7 тыс. руб.
Ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП выключателей и трансформаторов 2 таблица 9.7 тыс. руб.
Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно равны кВтч
где – потери холостого хода трансформатора кВт 2 табл. 3.6;
– потери короткого замыкания трансформатора кВт 2 табл. 3.6;
– удельное сопротивление линии Омкм определяется из таблицы 10.21 2;
– годовое число часов использования максимума нагрузки ч определяемое по таблице 4.2 3;
– время использования максимума нагрузки в год чгод
Таким образом ежегодные издержки на потери электроэнергии будут равны тыс. руб.
где – стоимость электроэнергии тыс. руб.
Суммарные годовые издержки определим по формуле тыс руб.
8.4 Приведенные затраты
Приведенные затраты на первый вариант системы электроснабжения составляют тыс. руб.
8.5 Выбор сечения воздушной линии
Сечение проводов воздушных линий определяется из условия .
Определим расчетный ток в линии в нормальном режиме по А
Определим расчетный ток в ЛЭП в аварийном режиме согласно А
По 2 таблица 7.35 минимально – допустимым по условию короны на напряжение 220 кВ является сечение 240 мм2 поэтому выбираем провод АС – 240 что удовлетворяет условию (33) А
8.6 Капитальные затраты в схему электроснабжения:
Стоимость выключателей ВГТ-220 равна 890 тыс. р.2 таблица 10.26. Тогда стоимость двух выключателей тыс. руб.
Стоимость сооружения воздушной линии 220 кВ на стальных опорах с одновременной подвеской двух цепей и проводом марки АС-240 равна =378 тыс. р.км 2 табл. 10.15.
Суммарные затраты на ЛЭП определяем по тыс. руб.
Стоимость двух трансформаторов ТРДН 63000220 2 табл. 3.8 тыс. руб.
Суммарные затраты на ГПП находим из выражения тыс. руб.
Суммарные затраты по второму варианту согласно тыс. руб.
8.7 Ежегодные издержки
Ежегодные издержки на амортизацию ЛЭП выключателей и трансформаторов 2таблица 9.7 тыс.руб. по формуле
Ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП выключателей и трансформаторов определяются согласно выражению (41) 2 таблица 9.7 тыс. руб.
Потери электроэнергии в линии и трансформаторах соответственно определим из выражений и кВтч
Далее по формуле найдем ежегодные издержки на потери электроэнергии тыс. руб.
Суммарные годовые издержки согласно составят тыс. руб.
8.8. Приведенные затраты
Приведенные затраты на второй вариант системы электроснабжения находим по формуле тыс. руб.
Таблица 31 – Сравнение вариантов внешнего электроснабжения предприятия
Ежегодные издержки тыс. руб.
Вывод: из таблицы 31 видно что экономичней является первый вариант с ВЛ на 110 кВ что наглядно показывает различие в приведенных затратах на 264%.

4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.docx

4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Роль электроэнергии увеличивается потому что она является чрезвычайно мобильным энергоносителем который может быть произведен при использовании самого различного топлива может быть легко доставлен потребителям по линиям электропередач. В настоящее время производство электроэнергии составляет 40% от производства всей энергии в мире.
Электроэнергия уникальна с точки зрения приведения в действие машин и механизмов освещения предприятий и домов. Она однако используется и для получения тепла и для других целей где традиционно используются иные альтернативные способы. С одной стороны можно согласиться что ввиду низкой эффективности превращения любой энергии в электрическую (КПД обычно 30-35 процентов) использование например природного газа должно быть более предпочтительным везде где требуется получение тепла (эффективность в этом случае вдвое больше). С другой стороны можно согласиться что урановые и угольные ресурсы которых намного больше газовых должны применяться везде где это возможно и что использование произведенного таким образом электричества для получения тепла будет более желательным несмотря на больший расход топлива.
Электрическая энергия занимает особое место среди различных видов энергии известных в настоящее время. Особенность электрической энергии заключается прежде всего в том что в нее сравнительно легко преобразовать все другие виды энергии и наоборот.
При помощи достаточно простых и экономически выгодных устройств электрическую энергию очень быстро и в любом количестве можно передать на значительные расстояния и легко распределить между отдельными потребителями.
Экономия электроэнергии – залог сохранения природных богатств Земли. В стремлении к ее экономии необходимо повышать КПД установок повышать их коэффициенты мощности вести строгий учет за производством и потреблением снижать различными способами потери в сетях и установках.
В данном дипломном проекте приняты различные средства и мероприятия обеспечивающие высокий уровень безопасности при работе в электроустановках. Основным опасным фактором является поражение обслуживающего персонала током. Поэтому предусмотрены заземляющие устройства предназначенные для защиты от поражения током в случае его появления на нетоковедущих частях электроустановок. Так же части находящиеся под напряжением ограждены на расстояния не менее допустимых Межотраслевыми правилами по охране труда. Закрыт доступ к открытым токоведущим частям электроустановки. Все работы ведутся строго под надзором специалиста во избежание ошибок при обслуживании и ремонте что так же может привезти к поражению электрическим током. При вводе в эксплуатацию нового оборудования (трансформатора выключателя и др.) или оборудования вышедшего из ремонта изоляция подвергается приемо-сдаточным испытаниям. Объем и нормы приемо-сдаточных испытаний регламентируется определенными инструкциями.
1 Идентификация и анализ опасных и вредных факторов условий и причин их проявления в электроустановках
Реконструированное в этом проекте ОРУ предназначено для трансформации и распределения электроэнергии и состоит из трансформаторов распределительных устройств устройств управления и вспомогательных сооружений.
Подстанция расположена на прилегаемой территории завода химического волокна и функционирует на открытой местности. Это условие позволяет назвать подстанцию открытой (наружной).
Согласно ПУЭ данная подстанция по условиям электробезопасности относится к категории электроустановок выше 1 кВ т.к. величина высшего напряжения составляет 110 кВ.
Подстанция является открытой (наружной) так как не защищена от атмосферных воздействий кроме как сетчатыми ограждениями.
Территория подстанции и находящееся на ней электрооборудование огорожены сетками и доступна только для квалифицированного обслуживающего персонала.
Территория размещения открытых (наружных) подстанций с учетом состояния внешней среды в отношении опасности поражения людей электрическим током (согласно ПУЭ) приравнивается к особо опасным помещениям (территории).
Электроснабжение завода химического волокна осуществляется переменным током с промышленной частотой 50 Гц.
Трансформаторы установлены на подстанции:
Величина линейного напряжения .
Величина фазного напряжения .
Электрооборудование номинальным напряжением 110 кВ работает с глухозаземлённой нейтралью а на 10 кВ и 04 кВ с изолированной нейтралью трансформаторов.
Для передачи высокого напряжения используется воздушная линия. Для передачи низкого напряжения используются кабельные линии.
Согласно ПУЭ территория размещения наружных электроустановок в отношении опасности поражения током приравнивается к особо опасным помещениям. Опасность электрического тока в отличие от прочих опасностей усугубляется тем что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Проходя через живые ткани электрический ток оказывает термическое электролитическое и биологическое действия. Это приводит к различным нарушениям в организме вызывая как местное поражение тканей и органов так и общее поражение организма. В электроустановках 35 кВ и выше поражение электрическим током возможно и без непосредственного контакта с токоведущими частями а лишь при случайном приближении на опасное расстояние (меньше предельно допустимого).
На подстанции 11010 кВ где есть неизолированные токоведущие части запрещается приближаться непосредственно или через неизолированный инструмент а также грузоподъёмным машинам и механизмам на расстоянии менее допустимого по ПТБ.
Таблица 32 – Минимально-допустимые расстояния до токоведущих частей в электроустановках
Напряжение электроустановки кВ
Расстояние до токоведущих частей м
от людей и инструмента
от грузоподъёмных машин и механизмов
При нарушении расстояний по таблице 32 могут возникнуть электрический пробой или электрическая дуга между человеком и электрооборудованием которые в зависимости от силы тока вызывают электрический удар электрический ожог металлизацию кожи или другие неприятные последствия вплоть до летального исхода.
В результате термического действия возможны обширные ожоги тела выгорание ткани небольшой глубины обугливание и даже бесследное сгорание больших участков тела и конечностей. При токе более 5 А происходит немедленная остановка сердца а также паралич дыхания.
Основные факторы влияющие на исход поражения электрическим током:
Значение электрического тока является основным фактором влияющим на исход поражения. Вместе с тем большое влияние оказывает длительность воздействия тока его частота а также другие факторы. Сопротивление человека и значение приложенного к нему напряжения также влияют на исход поражения так как они определяют значение тока проходящего через тело человека.
Таблица 33 – Нормы допустимых напряжений прикосновения Uпр. и токов Iп проходящих через человека
Характеристика электроустановки
Нормируемая величина
Продолжительность тока t с
Электроустановки 50 Гц до 1000В с изолированной заземленной нейтралью выше 1000В до 35кВ с изолированной нейтралью
Электроустановки выше 35кВ с заземленной нейтралью
Контроль предельно допустимых уровней напряжения прикосновения и тока осуществляется измерением этих величин в местах где может произойти замыкание электрической цепи через тело человека.
Ток более 5 А как правило не вызывает фибриляцию сердца. При таких токах происходит немедленная остановка сердца а также паралич дыхания. Если действие тока кратковременное (до 1-2 с) и не вызывает поражение сердца то оно после отключения тока самостоятельно возобновляет нормальную деятельность а дыхание при этом не восстанавливается и требуется немедленная помощь пострадавшему в виде искусственного дыхания.
Таблица 34 – Наибольшие допустимые напряжения прикосновения Uпр В и токи Iп проходящие через человека при нормальном режиме работы электроустановки.
Наибольшие допустимые значения
Электрический ток оказывает различное действие на организм:
- термическое – воздействие сопровождается ожогами участков тела с перегревом отдельных внутренних органов вызывая в них функциональные расстройства.
- биологическое – выражается в раздражении и возбуждении живых клеток организма что приводит к непроизвольным судорожным сокращениям мышц нарушению нервной системы органов дыхания и кровообращения. При этом могут наблюдаться обмороки потеря сознания расстройство речи судороги нарушения дыхания (вплоть до остановки). При тяжелой электротравме может произойти мгновенная смерть.
- электролитическое – воздействие проявляется в разложении плазмы крови и др. органических жидкостей что может привести к нарушению их физико-химического состава.
- механическое – разрывы кожного покрова мышц связок переломы костей из-за судорожного сокращения тканей и возможного падения человека при потере сознания.
- психологическое – шоковое состояние испуг стресс.
Основные условия поражения электрическим током:
доступ к открытым токоведущим частям под напряжением из – за отсутствия и нарушения ограждений укрытий изоляции блокировок отступления от правил выбора высоты подвески токоведущих частей и др.;
внезапное появление напряжения на металлических корпусах и кожухах электрооборудования в результате нарушений изоляции при ее старении механических повреждениях перегрузок оборудования атмосферных и коммутационных перенапряжений перехода напряжения с высокой стороны на низкую в преобразователях (трансформаторах) наведенного напряжения коротких замыканий и т.п.;
внезапное появление напряжение шага при коротких замыканиях тока на землю через упавший на землю токопровод нарушенную изоляцию кабеля металлический корпус (кожух) электрооборудования и тело человека случайно оказавшиеся под напряжением и др.;
случайное появление напряжения на отключенных токоведущих частях в процессе ремонта вследствие ошибочных включений обратной трансформации тока наведенного напряжения остаточных емкостных токов возможных перетоков и др.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники рассматриваемые в проекте относятся к II-й категории. Это электроприемники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей.
Подстанция (по ПУЭ) относится к сухим помещениям – помещения в которых относительная влажность воздуха не превышает 60%.При отсутствии в таких помещениях условий ( температура превышает постоянно или периодически (более 1 сут) +35С под воздействием различных тепловых излучений; технологическая пыль выделяется в таком количестве что она может оседать на проводах проникать внутрь машин аппаратов и т.п.; постоянно или в течении длительного времени содержатся агрессивные пары газы жидкости образуются отложения или плесень разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования) они называются нормальными.
Основные причины отказов аварий пожаров:
природные (землетрясения извержение вулканов смерчи ураганы бури наводнения снежные заносы лавины сели оползни обледенения грозы молнии ливни морозы природные пожары и др.);
антропогенные связанные с действиями людей и созданной ими техникой и технологией например:
технические с конструктивными и проектными ошибками и недоработками (неправильный выбор электрооборудования и изоляции параметров безопасной высоты и расстояния до открытых токоведущих частей отсутствие блокировок ограждений предохранительных устройств несовершенство и отсутствие средств безопасности и др.);
технологические (ошибки в процессе переключения электрооборудования нарушение режимов работы электрооборудования и др.);
санитарно-технические (ненормальные метеорологические условия нерациональное освещение рабочих мест повышенные уровни напряженности электрического поля загрязненности воздуха рабочих мест вибрации шума и др.);
психофизиологические к числу которых относятся: ошибочные и неправильные действия персонала вследствие высокой тяжести и напряженности труда недостаточной профессиональной подготовленности недисциплинированности повышенной утомляемости и снижения внимательности болезненных состояний организма несоответствия психофизиологических данных организма выполняемой работе; психофизиологической несовместимости людей в коллективе неблагоприятных и дискомфортных условий труда и др.;
организационные связанные с нарушением правил внутреннего трудового распорядка предприятия продолжительности труда и отдыха персонала; неудовлетворительной организацией и содержанием рабочих мест; недостаточным контролем за состоянием охраны труда техники безопасности пожарной безопасности охраны окружающей среды; некачественным обучением проведением инструктажей противопожарных и противоаварийных тренировок и психологической подготовки обслуживающего персонала и др.;
преднамеренные злоумышленные действия и поступки людей в обществе (военные конфликты террористические акты отдельные опасные действия и поступки).
1.1 Защитные меры и средства обеспечивающие недоступность токоведущих частей под напряжением
Для предупреждения случайного приближения человека машин и механизмов на опасные расстояния в электроустановках ПС 11010 кВ предусматриваем:
- планировка и компоновка электрооборудования обеспечивающую безопасность в проходах проездах рабочих площадках на территории и в помещениях;
- ограждения укрытия изоляцию открытых токоведущих частей под напряжением их расположения на недоступной высоте и укладку кабелей в труднодоступных местах применение индивидуальных сигнализаторов напряжения замков на дверях на воротах ограждениях;
- допуск к электроустановкам только с разрешения дежурного персонала обеспечивающую надежность ограждений и автоматическое отключения напряжения при вскрытии опасных зон и проникновении в них человека;
- средства контроля повреждений изоляции предупредительную сигнализацию (световую и звуковую) покраску шин различных фаз в различные цвета а конкретно – проводники защитного заземления во всех электроустановках должны иметь цветовое обозначение чередующимися продольными и поперечными желтого и зеленого цветов; нулевые рабочие (нейтральные) проводники обозначаются голубым цветом; при переменном трехфазном токе: шины фазы А – желтым В – зеленым С – красным ;цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или антикоррозийной защиты;
- вывешивание знаков и плакатов (запрещающих предписывающих предупредительных указательных).
2 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряжения
С целью предупреждения вероятности случайного появления напряжения на металлических токоведущих частях корпусах и т.д. а также для снижения степени поражения электротоком предусматриваем следующее: защитное (рабочее) заземление подстанций и передвижного электрооборудования зануление защитное отключение при коротких замыканиях замыканиях на землю перенапряжениях пробоях напряжения на металлический корпус электрооборудования защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую в трансформаторах. Предусмотрено защитное заземление с. грозозащита для ПС с. релейная защита с. лист ОПН – ограничители перенапряжения нелинейные с.. Оборудование выбрано с учетом токов нагрузки и токов короткого замыкания.
3 Организационные и технические мероприятия обеспечивающие нормативную безопасность при обслуживании ремонтах осмотрах электроустановок
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:
- оформление работ нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- оформление перерыва в работе перевода на другое место окончания работы.
Ответственными за безопасное ведение работ являются:
- выдающий наряд отдающий распоряжение утверждающий перечень работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- ответственный руководитель работ;
- производитель работ;
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке 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 плакат
4 Пожарная безопасность
Понятие пожарная безопасность означает состояние объекта при котором исключается возможность пожара а в случаях его возникновения предотвращается воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивается защита материальных ценностей.
Опасным фактором пожара для людей являются открытый огонь искры повышенная температура воздуха и предметов токсичные продукты горения дым пониженная концентрация кислорода обрушение и повреждение зданий сооружений установок а также взрыв.
Противопожарные мероприятия в архитектурно-планировочных решениях предусмотрены применением конструкций зданий и сооружений с регламентированными пределами огнестойкости и горючестью устройством в зданиях противопожарных преград мероприятиями по обеспечению эвакуации людей.
Соблюдаются противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями предусмотрены проезды пожарных автомашин к зданиям и сооружениям.
На подстанции установлено электрооборудование разъединители трансформаторы выключатели ОПН шины токопроводы и т.д. при изготовлении которых применяются пожароопасные материалы и вещества.
К пожароопасным веществам и материалам относятся трансформаторное масло изоляционные материалы и взрывоопасные газы.
Мощность электрической машины определяется нагревом. Допустимый нагрев машины ограничивается теплостойкостью изоляционных материалов а также системой охлаждения.
Изолирующие материалы применяемые в электрических машинах делятся на пять классов.
Наибольшая допустимая температура нагрева для изоляции класса А—105° для класса В—120 для класса ВС — 135° для класса СВ несколько выше в зависимости от теплостойкости применяемых лаков для класса С температура не устанавливается.
За среднюю температуру окружающей среды принимают + 35°.
Выше установленной температуры изоляционные материалы использовать запрещается.
Для защиты трансформаторов от пожара применяется следующее: газовая защита продольно дифференциальная токовая защита максимально-токовая защита токовая отсечка противоаварийная и противопожарная сигнализация средства контроля за состоянием изоляции загрязнением и старением трансформаторного масла. На ОРУ производим расчет продольной дифференциальной защиты.
При эксплуатации трансформаторов максимально допустима температура нагрева верхних слоев масла которая не должна превышать 55 градусов. Температура вспышки масла не ниже +135 градусов. Согласно ПЭУ помещение ПС относится к категории П-III.
Основные причины пожаров на ПС:
Короткие замыкания и замыкания на землю при механических повреждениях изоляции токоведущих частей старение изоляции старение и загрязнение трансформаторного масла перегрев токоведущих частей при перегрузках и перенапряжениях.
На ТП установлены автоматические дренчерные установки также подстанция оборудована огнетушителями (ОХП-10) противопожарными щитами ящиками с песком и т.д. В местах расположения наружных электроустановок установлены огнетушители. Каждый трансформатор на случай выброса масла оборудован маслоприемной ямой с закрытым стоком в резервуар что предотвращает загрязнение почвы.
Электрооборудование для пожаро- и взрывоопасных установок выбираем в соответствии с требованиями ПУЭ что позволяет избежать недопустимого перегрева проводников и соответствующую искробезопасность
5 Экологичность проекта
В данном проекте источниками экологической опасности служат:
- повреждение почвы в результате реконструкции подстанции;
- загрязнение почвы в результате утечки трансформаторного масла;
Почвы - наиболее ценный элемент литосферы. Это основной компонент всех наземных экосистем. Основная характеристика почв – их плодородие складывающееся в процессе почвообразования и целенаправленных воздействий человека.
Разрушение почв может происходить вследствие неправильной эксплуатации обеднения питательными веществами ухудшения структуры эрозии. В данном случае именно неправильная эксплуатация элементов подстанции и ошибки при проектировании и осуществлении строительства ведут к нарушению почвенного покрова. Саморегенерация почв происходит за 2-10 лет с потерей плодородия.
При реконструкции подстанции большое внимание уделяется рекультивации и мелиорации почв. Технически это выполняют строители качество работ при этом контролируется специалистами службы экологии.
Решение указанной задачи развивается по двум направлениям:
- определение области оптимизации качества реконструкция по заданным экологическим критериям (например критериям экологической надежности природно-технической геосистемы);
- определение принципиальных условий создания экологически чистого строительного комплекса по критериям качественно-количественной минимизации техногенных нагрузок на компоненты природного ландшафта.
Одной из основных проблем при проектировании и организации электроснабжения завода химического волокна базы отдыха является прокладка кабельных линий.
Технология укладки кабельных линий относительно проста и один из ее этапов связан с нарушением почвенного слоя - кабелеукладчик либо экскаватор разрывает траншею глубиной от 15 метра в верхних слоях почвы в которой позже будет находиться кабель.
Если прокладка осуществляется зимой то кабельную трассу предварительно прогревают что может вызвать просадку гранта. Изменение теплового и гидрологического режимов грунтов приводит также к их деформированию в виде пучения оползней просадки (термокарст) и оврагообразований.
После прокладки кабеля в траншее на песчаную подушку кабель прикрывается дренирующими слоями песка щебня или гравия засыпается местным измельчённым грунтом а затем покрывается слоями дренирующего грунта. Для исключения теплового воздействия могущего привести к оттаиванию грунта и просадке зданий кабели из траншеи должны выводиться на некотором расстоянии от здания.
При нарушении целостности верхнего (плодородного) слоя почвы нарушается и деформируется веками сложившийся почвенный профиль формы рельефа. В результате нарушается водный режим поскольку уровень грунтовых вод понижается и происходит изменение соотношения стока поверхностных вод к их фильтрации и испарению. За нарушением водного баланса в почве незамедлительно следует нарушение химического состава что порой приводит к бесследному исчезновению плодородного слоя почвы. В некоторых случаях нарушение целостности профиля и формы рельефа приводит к заболачиванию либо к выветриванию почвы что так же связано главным образом с нарушением водообмена в почве.
Важно отметить что все вышеперечисленные нарушения возникают не только в непосредственном месте прокладки кабеля но и в радиусе 5-15 метров (иногда и гораздо большем в зависимости от характера почвы и рельефа) что может привести к глобальному изменению экосистемы на достаточно большой площади
Санитарное состояние почв оценивается по четырем направлениям:
Санитарные физико-химические исследования включающие определение: отношения общего азота к органическому кислотности биохимического потребления кислорода окисляемости сухого остатка сульфатов и хлоридов.
Санитарно-энтомологические исследования включающие учет численности синантропных мух в помещениях на открытом воздухе в почве и отходах.
Санитарно-гельминтологические исследования в целях определения числа яиц гельминтов паразитирующих в органах человека.
Санитарно-бактериологические исследования – наиболее обстоятельные и осуществляемые по программам полного краткого и специального анализов. При этих исследованиях определяют прежде всего присутствие бактерий кишечной группы. Специальные анализы производят в целях обнаружения представителей дизентерийной и тифозной групп.
Важна роль почв в процессах самоочищения окружающей природной среды. Почвы играют роль универсального биологического адсорбента очистителя и нейтрализатора загрязнений минерализуют все органические отходы и остатки. Но ресурсы такого самоочищения не беспредельны. При сильных загрязнениях а в данном проекте это может быть сильная утечка трансформаторного масла и прочие отходы производства.
Трансформаторное масло попадая на почву растекается на значительной площади оказывая пагубное воздействие уничтожая все ее природные микроорганизмы и микроэлементы. Почвы накапливают вредные вещества которые затем попадают в растения делая их опасными для употребления.
Так как почва является практически не возобновляемым природным ресурсом проблема утилизации масла на данной подстанции стала очень актуальной.
Для регенерации трансформаторного масла под каждым силовым трансформатором предусмотрена маслосливная яма. Вокруг которой подсыпан мелкий гравий для исключения возможности растекания масла по почве.
Отработанное масло идет на вторичную переработку и в дальнейшем используется уже в качестве смазки.
Также на данной подстанции все оборудование отработавшее свой срок эксплуатации отправляется на вторичную переработку цветного металла. Что является экологически чистым и экономически оправданным решением.

Заключение.docx

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе дипломного проекта были решены следующие задачи: оптимизация параметров системы электроснабжения завода химического волокна путем правильного выбора напряжения внешнего электроснабжения; определение электрических нагрузок и требований бесперебойности электроснабжения; выбор рационального числа и мощности трансформаторов; рациональной конструкции промышленных сетей; выбор средств компенсации реактивной мощности; расчет релейной защиты элементов системы электроснабжения предприятия; рассмотрение вопросов безопасности и экологичности; экономический расчёт. Было выбрано новое современное оборудование в большей степени отвечающее высокой надежности и безотказности работы. Все поставленные перед проектом задачи были решены в полной мере.

литература.doc

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Аржанников E. А. Лукоянов В. Ю. Мисриханов M. Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи. М.: Энергоатомиздат 2003.
Базуткин В.В Ларионов В.П. Пинталь Ю.С. Техника высоких напряжений. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 344 с.
ВЧ-заградитель–AREVA.LineTrap –
URL: russia.automationareva-td.com.
Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций Ю.Б. Гук В.В. Кантан С.С. Петрова. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 266 с.
Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат 1984.
Закон РФ «Об охране окружающей среды» 03.03.92г.
Межотраслевые правила по охране техники труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. М.: НЦ ЭНАС. 2001.
Методические указания по курсу «Безопасность жизнедеятельности».Сост. В.Ф.Панин и др.- Томск изд. ТПУ1991. – 48 с.
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Б. Н. Неклепаев И. П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат 1989. – 608с.
Попов Е. Н. Механическая часть воздушных линий электропередачи. Учебно-методическое пособие Амурский гос. ун-т. г. Благовещенск 1998 г. – 28с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов В.М. Блок Г.К. Обушев Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высшая школа 1990.
Пособие к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды»
Постановление Правительства Российской Федерации от 11.08.2003г. № 486 г.Москва «Правила определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи».
Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. Рд 34.03.301. – спб.: издательство деан 2001. – 144 с.
Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. Утверждено приказом Минэнерго России от 20 июня 2003 г. № 242. Вводится в действие с 1 ноября 2003 г.
РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России». – М.: Издательство «ЭНАС» 2001. – 154 с.
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования Под.ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2000.
Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110 - 750 кВ. – М.: Энергия 1979. – 152 с.
Санитарные нормы и правила защиты населения от воздействия электрического поля созданного ВЛ электропередачи переменного тока промышленной частоты № 2971-84
СаНПиН 2.2.12.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий сооружений и иных объектов».
СН 14278-т1 «Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 038-750 кВ»
Собурь с. В. Пожарная безопасность предприятия. Курс пожарно-технического минимума: справочник. – пятое изд. доп. (с изм.). – м.: спецтехника 2001. – 488 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергия 1977.
Трубицин В.И. Надежность электрической части электростанций. М.: Издательство МЭИ 1993.
Файбисович Д. Л.. Карапетян И. Г. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35-1150 кВ. – м.: нтФ «Энергопрогресс» 2003.-32с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распре-делительных сетей. - 3-е изд. – Л.: Энергоатомиздат. 1985.
Экономика промышленности: Учебное пособие для вузов. – В 3-х томах. Т 2 Экономика и управление энергообъектами. Кн. 1. М.: Издательство МЭИ 1998г.
Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели. Том 1. Справочник. – М.: Информэлектро 2001. – 120 с.
Электрооборудование станций и подстанций под ред. Козулин В.С. Рожкова Л.Д. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Электротехнический справочник Т.3 кн.1.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ.docx

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
АВР – автоматическое включение резерва; АПВ – автоматическое повторное включение; АРВ – автоматическое регулирование напряжения; ВЛ- воздушная линия; ВН – высшее напряжение; ГПП – главная понижающая подстанция; ИРМ – источник реактивной мощности; КЗ – короткое замыкание; КЛ – кабельная линия; КТП – комплектная трансформаторная подстанция; ЛЭП – линия электропередачи; НН – низшее напряжение; ОВВ – обмотка возбуждения возбудителя; ОВГ – обмотка возбуждения генератора; ПГВ - подстанция глубокого ввода; РПН - регулирование напряжения под нагрузкой; РУ – распределительное устройство; СН – среднее напряжение; СЭС – система электроснабжения; ТП – трансформаторная подстанция; ТЭС – тепловая электростанция; ЭДС – электродвижущая сила; ЭЭС – электроэнергетическая система

РЕФЕРАТ.docx

Дипломный проект – 152 с. 8 рисунков 35 источников 1 приложение.
Расчёт нагрузок выбор напряжения ГПП выбор трансформаторов ГПП выбор трансформаторов подстанций расчет токов КЗ выбор оборудования рейная защита трансформатора молниезащита спецчасть экономика безопасность и экологичность.
В данном дипломном проекте производилась реконструкция системы электроснабжения завода химического волокна г.Красноярска. Основными целями проекта являлись: оптимизация параметров системы электроснабжения завода химического волокна путем правильного выбора напряжения внешнего электроснабжения; определение электрических нагрузок и требований бесперебойности электроснабжения; выбор рационального числа и мощности трансформаторов; рациональной конструкции промышленных сетей; выбор средств компенсации реактивной мощности; расчет релейной защиты элементов системы электроснабжения предприятия; рассмотрение вопросов безопасности и экологичности; экономический расчёт.

СОДЕРЖАНИЕ.docx

1 Краткое описание технологического процесса 10
2 Характеристика ЭП завода ХВ 12
3. Расчет электрических нагрузок завода 14
3.1 Расчет электрических нагрузок для первой характерной
группы 17 1.3.2 Расчет электрических нагрузок для второй характерной группы(вентиляционные установки) 18 1.3.3 Расчет нагрузки электрического освещения 18
4 Разработка схемы внешнего электроснабжения при
4.1 Выбор номинального напряжения 20
4.2 Выбор сечения питающих линий 21
4.3 Разработка и выбор схемы внешнего электроснабжения 23
5 Разработка однолинейной схемы ГПП её конструктивное
исполнение и месторасположение 23
5.1 Принципы построения схем электроснабжения 23
5.2 Определение центра электрических нагрузок 24
6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП 28
7 Расчет токов короткого замыкания 29
8 Выбор номинального напряжения(6; 10кВ) 33
9 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов КТП
с учетом компенсации реактивной мощности 35
9.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов 35
9.2 Выбор конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах 37
9.3 Выбор высоковольтных батарей 39
10 Разработка однолинейной схемы внутреннего электроснабжения 41
11 Выбор и проверка сечений кабелей 43
12 Выбор и проверка высоковольтного оборудования ГПП 44
12.1 Выбор выключателей 44
12.2 Выбор выключателей на стороне 10кВ 46
12.3 Выбор разъединителей 47
12.4 Выбор трансформаторов тока 48
12.5 Выбор трансформаторов напряжения 53
13 Расчет заземляющего устройства 55
13.1 Определение зон защиты молниеотводов ГПП 56
14 Релейная защита трансформатора ТРДН 63000110 63
14.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения 65
14.2 Дифференциальная защита трансформатора 67
15 Газовая защита 73
16 Максимальная токовая защита 74
17 Защита от несимметричных внешних КЗ 77 1.18 Защита от технологических перегрузок 781.19 Автоматика на ГПП (АВРАЧРАПВ) 791.20 Измерение и учет электроэнергии. Телемеханизация завода 81
Специальная часть 84 2.1 Методы сушки трансформаторов 84 3 Организационно-экономическая часть 1023.1 Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения 1023.2 Смета затрат 1023.3 Издержки по эксплуатации общезаводской части энергохозяйства 104 3.3.1 Определение основной и дополнительной (с начислениями на соцстрахование) зарплаты 104 3.3.2 Затраты на ремонт 107 3.3.3 Амортизационные отчисления 109 3.3.4 Прочие расходы 110 3.3.5 Издержки по эксплуатации общезаводской части электро-ва 110 3.3.6 Калькуляция себестоимости электроэнергии 111 3.3.7 Калькуляция себестоимости по двухставочному тарифу 1113.4 Калькуляция себестоимости по одноставочному тарифу 1133.5 Мероприятия по экономии электроэнергии 114 3.5.1 Использование осветительной аппаратуры с высокой степенью эффективности 114 3.5.2 Применение энергосберегающих технологий в компрессорных установках 114 3.5.3 Применение цеховых трансформаторов с соединением обмоток звезда-зигзаг 1153.6 Технико-экономические показатели системы электроснабжения 1163.7 Структура организации управления энергохозяйством 1193.8 Технико-экономическое сравнение 120
Безопасность и экологичность проекта 1274.1 Идентификация и анализ опасных и вредных факторов 128 4.1.1 Защитные меры и средства обеспечивающие недоступность токоведущих частей под напряжением 1354.2 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования 1364.3 Организационные и технические мероприятия обеспечивающие нормативную безопасность при ремонтах и обслуживании оборудования 1364.4 Пожарная безопасность 1374.5 Экологичность проекта 139 Заключение 143 Библиографический список 144 Приложение А 147

Характеристика электроприемников завода химического волокна.docx

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Универсальность возможность производства в больших количествах промышленным способом передача на большие расстояния – это основные её достоинства. На сегодняшний день решаются важнейшие задачи суть которых заключается в непрерывном увеличении объемов производства в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов уменьшении удельных расходов топлива повышении производительности труда в улучшении структуры производства электроэнергии в устранении недостатков существующего электроснабжения. Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства передачи и распределения электрической энергии.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов электрические печи электролизные установки аппараты и машины для электрической сварки осветительные установки и другие приемники электрической энергии.
Система электроснабжения промышленного предприятия является подсистемой технологической системы производства данного предприятия которое предъявляет определенные требования к электроснабжению. Она должна быть гибкой допускать постоянное развитие технологии рост мощности предприятий и изменение производственных условий.
Первые электрические станции сооружались в городах для целей освещения и питания промышленных предприятий. Несколько позднее появилась возможность сооружения электрических станций в местах залежей топлива (торфа угля нефти) или в местах использования энергии воды в известной степени независимо от мест нахождения потребителей электрической энергии – городов и промышленных предприятий. Передача электрической энергии к центрам потребления стала осуществляться линиями электропередачи высокого напряжения на большие расстояния.
В настоящее время большинство потребителей получает электрическую энергию от энергосистем. В то же время на ряде предприятий продолжается сооружение и собственных ТЭЦ.
По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных (предприятий) процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию производственных процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электрической энергии.
Проектирование систем электроснабжения велось в централизованном порядке в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникли типовые решения. В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей выбора мощностей трансформаторов методика определения электрических нагрузок выбора напряжений сечения проводов и жил кабелей и т.п.
Основными задачами решаемыми в данном проекте являются: оптимизация параметров системы электроснабжения завода химического волокна путем правильного выбора напряжения внешнего электроснабжения; определение электрических нагрузок и требований бесперебойности электроснабжения; выбор рационального числа и мощности трансформаторов; рациональной конструкции промышленных сетей; выбор средств компенсации реактивной мощности; расчет релейной защиты элементов системы электроснабжения предприятия; рассмотрение вопросов безопасности и экологичности проекта; экономический расчет.
1Краткое описание технологического процесса
Красноярский завод химического волокна вступил в эксплуатацию в 1954 году. С 1962 года по 1968 год производство подверглось расширению с тех пор реконструкция системы электроснабжения не производилась.
Производство состоит из двух технологических потоков: потока корда и потока шелка на основе вискозы.
Производство вискозы
Вискоза – раствор ксаитогената целлюлозы в слабом растворе едкого нарта. Предназначена для получения блестящего шелка из кордового волокна.
Технологический процесс получения целлюлозы для шелка и корда состоит из следующих стадий:
Процесс приготовления рабочих щелочей и регенерации отработанных щелочей.
Процесс мерсеризации целлюлозы;
Процесс предсозревания щелочной целлюлозы;
Процесс ксаитогенирования щелочной целлюлозы;
Процесс растворения ксаитогената целлюлозы смешения фильтрации вискозы и обездушивания.
С момента начала растворения вискозы и до поступления ее на прядильные машинки происходит процесс созревания вискозного раствора т.е. гидролиз ксаитогената из целлюлозы понижающей степень этификации ксаитогената целлюлозы и устойчивость его к действию реагентов при формировании волокна.
Процесс мерсеризации – это обработка целлюлозы 18% раствором щелочи.
Предсозревание – это процесс окислительной деструкции щелочной целлюлозы производимой для снижения степени ее полимеризации.
Ксаитогенирование – это процесс обработки щелочной целлюлозы сероуглеродом в результате которого образуется ксаитогенат целлюлозы.
Полученная вискоза идет на производство корда и волокна.
Способ получения кордового волокна – непрерывный производится на машинах ПН-300-НЗ. Кордное волокно подвергают двукратной крутке. Кордная ткань вырабатывается на ткацких станках со шпулярником.
Технологический процесс получения вискозной ткани состоит из следующих стадий:
) Подготовка вискозы;
) Прядение отделка и сушка волокна;
) Подготовка осадительной пластификазионной волн отделочных растворов;
) Ткачество кордной ткани.
Производство вискозного шелка
Производство введено в эксплуатацию в 1964 году. Проектная мощность производства 4350 тгод. Шелк выпускается блестящий в бобинах центрифугальным способом.
Вискозный шелк предназначен для шелковой трикотажной текстильно-галантерейной промышленности.
Технический процесс получения шелка состоит из следующих стадий:
Отделка и сушка шелка;
Перемотка сортировка упаковка шелка.
В прядильном цехе осуществляется подготовка вискозы и прядение шелка из вискозного раствора.
Формирование волокна осуществляется на центрифугальной машине.
Красноярский завод «Химволокно» по степени бесперебойности электроснабжения в целом относится к потребителю второй категории.
Отдельные потребители: помещение вытяжных вентиляторов компрессорный цех азотная станция насосы производственного и пожарного водопровода относятся к потребителям первой категории.
Химический кордный текстильные корпуса №1 и №2 отделение кварцевых фильтров и рекуперации диализаторий антикоррозийный цеха относятся к потребителям второй категории.
Потребителями третьей категории являются механический цех электроцех стройцех склады гаражи заводоуправление.
2 Характеристика электроприемников завода химического волокна.
Для выполнения реконструкции системы электроснабжения завода химического волокна необходимо первоначально разделить приемники электроэнергии на характерные группы.
Электродвигатели производственных механизмов. Электродвигатели производственных механизмов как правило поставляются комплектно с технологическим оборудованием. Выбор электродвигателей производится обычно разработчиками технологического оборудования.
Подъемно – транспортные устройства. К подъемно – транспортным устройствам относятся краны кран – балки тельферы передаточные тележки работающие чаще всего в повторно – кратковременном режиме. Эти механизмы выбираются в технологической части проекта а для электротехнической части проекта выдается только задание с указанием с указанием грузоподъемности и мощности отдельных механизмов что позволяет рассчитать и выбрать сети и троллейные линии их питания.
Сварочные аппараты и агрегаты. Электрическая сварка может быть дуговой или контактной. Для дуговой сварки на переменном токе применяют сварочные трансформаторы однофазного или трехфазного тока 380 В. Номинальная продолжительность включения 60-100%. Сварочные агрегаты для контактной сварки(стыковой точечной шовной и т.п.) чаще всего однофазные. Продолжительность включения агрегатов стыковой и точечной сварки 12-20% а шовной обычно 50%.
Электротермические установки. Электротермические установки (ЭТУ) являются одним из видов специальных электроустановок. ЭТУ представляют собой комплекс состоящий из электрической печи электронагревательного (электротермического) устройства или электротехнического механического и другого оборудования (в том числе контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации) обеспечивающего осуществление технологического процесса в установке.
Высоковольтные электроприемники. В текстильном корпусе №1 и текстильном корпусе №2 находятся СД(синхронные двигатели) питающиеся непосредственно от ГПП.
Исходные данные для расчета электрических нагрузок завода химического волокна сведем в таблицу 1.
Таблица 1 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок
Текстильный корпус №1 (04 кВ)
Текстильный корпус №2 (04 кВ)
Помещение вытяжных вентиляторов
Отделение кварцевых фильтров
Продолжение таблицы 1
Отделение рекуперации
Текстильный корпус №1(10 кВ)
Текстильный корпус №2(10 кВ)
На заводе химического волокна имеются электроприемники разных категорий. Например к ЭП 1 категории относятся насосы компрессоры ряд ЭП химического корпуса азотная станция. К ЭП второй категории относятся станки механического цеха вентиляционные установки ЭП текстильных цехов. К ЭП третьей категории относятся складские помещения пожарное депо.
По напряжению ЭП подразделяются на низковольтные(04кВ) и высоковольтные(10кВ).
3 Расчет электрических нагрузок завода
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
Целью данного расчета является определение расчетной мощности которая будет потребляться механическим цехом. Для определения расчетной мощности применим метод коэффициента расчетной нагрузки.
Исходными данными для расчета являются:
- коэффициенты использования электроприемников;
- номинальная мощность электроприемников;
- средний коэффициент мощности.
Выбирается этап расчета: для выбора трансформаторов или для расчета нагрузки низковольтной сети.
Электроприемники делятся на характерные группы. К характерной группе относятся ЭП с одинаковым коэффициентом использования и коэффициентом мощности.
Определяется суммарная номинальная мощность по каждой характерной группе активная и реактивная.
Определение средних мощностей по каждой характерной категории
Определяется суммарная средняя мощность всех ЭП:
Qср = Рср???? · Ки ;
Определяем средневзвешенный Ки:
Ки = Рср???? ????Рном ;
Нахождение эффективного числа электроприемников
Эффективное число ЭП – это такое число ЭП одинаковой мощности с однородным режимом работы которое обуславливает теже значения расчетной нагрузки что и группа ЭП различной мощности.
Если Nэф определенное по формуле окажется больше фактического то принимают Nэф=Nфакт. Для определения расчетной мощности находим коэффициент расчетной нагрузки который является функцией от пэф и Ки.ср:
Qp = 11Qср при пэф 10 (2)
Qp = Qср при пэф >10 (3)
Для низковольтной распределительной сети
На заданном предприятииимеется оборудование которое питается от двух классов напряжения: 10кВ и 04кВ. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично а на напряжении 04 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.
В качестве примера определим расчетную нагрузку для механического цеха завода химического волокна. Исходными данными для расчета являются: коэффициенты использования электроприемников; номинальная мощность электроприемников; коэффициент мощности.
Расчет электрических нагрузок покажем на примере механического цеха завода химического волокна:
Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок
-я характерная категория
Горизонтально- фрезерный
Точильно-шлифовальный
Продолжение таблицы 2
Радиально-сверлильный
Горизонтально-расточный
Резьбонакатный автомат
Бесцентро-шлифовальный
Горизонтально-проточный
Горизонтально- шлифовальный
Вертикально-сверлильный
Токарно- винторезный
Токарно- револьверный
Токарный полуавтомат
Вертикально- фрезерный
Вентиляторная установка
3.1 Расчет электрических нагрузок для первой характерной категории(станки).
Рном = (12 13) + (275 7) + (324 6) + (256 5) + (282 4) + (18 6) + +(1412) + 182 + (175 5) + (285 7) + (165 8) + (145 5) + (225 6) +
+ (268 5) + (145 2) + 362 + (145 2) + (12 3) = 19695 кВт;
Рср = 017 19695 = 3348 кВт;
Qср = 3348 017 = 569 кВар;
Определяем эффективное число ЭП:
Если nэф определенное по формуле окажется больше фактического(nфак = =95)то принимают nэф = nфак. Для определения расчетной мощности находим коэффициент расчетной нагрузки Кр(по кривым коэффициента расчетных нагрузок для различных коэффициентов использования в зависимости от nэф
По ЭТС том 3): Кр = 1.
Рр = 3348 кВт; Qр = 569 кВар;
3.2 Расчет электрических нагрузок для второй характерной группы(вентиляторные установки).
Рном = 12 3 = 36 кВт;
Рср = 065 36 = 234 кВт;
Qср = 234 075 = 1755 кВар;
nэф = nфак = 3;( по кривым коэффициента расчетных нагрузок для различных коэффициентов использования в зависимости от nэф по ЭТС том 3 Кр = 128);
3.3 Расчет нагрузки электрического освещения.
Освещение механического цеха осуществим с помощью ламп типа ДРЛ и рассчитываем по формуле:
Рр.о. = Руд F Кс.о. (5)
где Руд – удельная расчетная осветительная мощность на 1м2 производственной площади Втм2 находим по таблице 22-24 4с.67;
F – производственная площадь м2;
Кс.о. – коэффициент спроса осветительной нагрузки.
Рр.о. = 14 53408 095 = 710326 Вт;
Qр.о. = Рр.о .095 = 674809 кВар;
К расчетным силовым нагрузкам Рр и Qр добавляются осветительные нагрузки Рр.о и Qр.о.:
Рр = Ррс + Ррв + Рр.о .= 3348 + 299 + 71032 = 43493 кВт;
Qр = Qрс + Qрв + Qр.о.= 569 + 224 + 6748 = 14678 кВар;
Полную расчетную мощность рассчитываем по формуле:
Результаты расчетов сведем в таблицу 3.
Таблица 3 – Расчет электрических нагрузок предприятия
Продолжение таблицы 3
Текстильный корпус №1(10кВ)
Текстильный корпус №2(10кВ)
Потери мощности в силовых трансформаторах и Ко учтены при расчетах электрических нагрузок.
4 Разработка схемы внешнего электроснабжения при реконструкции
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания. Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются надёжность экономичность и качество эл. энергии в сети.
Экономичность определяется средними эквивалентными расходами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса неправильная оценка которых может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.
В качестве источника питания выбирается ближайшая подстанция находящееся в 23 километрах от завода химического волокна свободные ячейки есть.
4.1 Выбор номинального напряжения
Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности потребляемой предприятием его удаленности от источника питания напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий) количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели электропечи преобразователи и др.). Номинальное напряжение существенно влияет на технико-экономические показатели электрической сети. При более высоком номинальном напряжении снижаются потери мощности суммарные эксплуатационные издержки сечение проводов растут предельные передаваемые мощности. Принимается номинальное напряжение 110 кВ.
Внешнее электроснабжение решает задачу приема электроэнергии из энергосистемы.
Ориентировочно номинальное напряжение выбирается:
)по эмпирическим формулам;
)по пропускной способности и дальности электропередачи .
В качестве начального шага к выбору рационального напряжения внешнего электроснабжения воспользуемся эмпирическими формулами:
Стилла (длинна линии L 250 км. мощность предприятия P 60 МВт.)
Залесского (L 1000 км. а P >60 МВт)
Илларионова (для всех от 35 кВ)
Так как длинна линии L 250 км. а мощность предприятия P 60 МВт. применяется формула Стилла (кВ):
Р – расчетная мощность на одну цепь МВт.
Завод химического волокна получает электроэнергию от проходящей в 23 км от завода ЛЭП 110 кВ. Так как на данной подстанции имеется необходимое напряжение то номинальным напряжением для завода будет 110кВ.
4.2 Выбор сечения питающих линий
Применяем метод экономических токовых интервалов так как он адаптирован под современные экономические условия и даст наиболее точный результат. Этот метод базируется на построении зависимости приведенных затрат и от максимального тока протекающего по линии.
Так как в составе потребителей имеется I и II категории с целью обеспечения требуемой бесперебойности питания принимаем двухцепную воздушную линию.
Определяем расчётные токи в нормальном и послеаварийном режимах.
Максимальный ток определим по формуле:
где - номинальное напряжение кВ;
- расчётная мощность кВ.
Определив максимальный ток найдем расчетный зависящий от коэффициентов αi и αТ:
α для сетей 110 кВ. принимаем равным 105.
αТ – коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки. При Т=5800 ч. Для 110 кВ принимаем коэффициент равным 08610.
Определяем расчетный ток линии с учетом роста нагрузок на 5 лет вперед
Полученные сечения необходимо проверить по длительному допустимому току. Для этого рассчитываем послеаварийный режим т.е. такой режим при котором обрывается одна цепь.
следовательно принимаем ток 345 А и по18 принимаем АС-12019 с длительно-допустимым током 390 А(342 ≤ 390)следовательно условие выполняется.
4.3. Разработка и выбор схемы внешнего электроснабжения
При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования как характер размещения нагрузок на территории предприятия потребляемую мощность наличие собственного источника питания.
Схемы внешнего электроснабжения могут быть кольцевыми магистральными с односторонним и двухсторонним питанием и радиальными.
Кольцевые питающие сети применяются на крупных металлургических заводах нефтеперерабатывающих предприятиях и др.
Для предприятий средней и малой мощности применяются радиальные и магистральные схемы питания.
Так как завод химического волокна - предприятие большой мощности и расположено в 23 км от источника питания(L=23 км)то питание завода осуществляется от ПС”Левобережная” двухцепной ВЛ т.е. двумя радиальными линиями отходящими от разных секций шин.
5 Разработка однолинейной схемы ГПП её конструктивное исполнение и место расположения.
5.1 Принципы построения схем электроснабжения
- максимальное приближение источника высшего напряжения к электроустановкам потребителей;
- отказ от холодного резерва. Резерв должен закладываться в самой схеме электроснабжения в которой все элементы несут постоянную нагрузку;
в послеаварийном режиме при повреждении одного из элементов остальные элементы схемы должны временно принять на себя нагрузку вышедшего из строя элемента. В послеаварийном режиме все элементы проверяются по току данного режима с учетом коэффициента перегрузки;
- схема должна обеспечивать глубокое секционирование всех звеньев начиная от источника питания и заканчивая распределительными устройствами 04 кВ;
- основным режимом работы элементов схемы электроснабжения является раздельная работа этих элементов;
- в послеаварийном режиме схема электроснабжения должна обеспечивать функционирование основных производств предприятия используя при этом все возможности резервирования(потребителей 3 категории можно кратковременно отключать). При невозможности сохранения в работе всех основных производств как крайний случай производство должно поддерживаться в состоянии горячего резерва с тем чтобы после восстановления нормального электроснабжения предприятие могло быстро восстановить свою работу по заданной производственной программе. Технический резерв и основное техническое производство нельзя запитывать от одних и тех же элементов системы.
Принимаем радиальную схему внешнего электроснабжения. Схема приведена рисунке 1.
Рисунок 1 - Схема внешнего электроснабжения завода химического волокна
5.2 Определение центра электрических нагрузок
Трансформаторные подстанции максимально насколько позволяют производственные условия приближают к центрам нагрузок. Это позволяет построить экономическую и надежную систему электроснабжения так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения; уменьшаются потери энергии и отклонение напряжения; уменьшается зона аварий и удешевляется развитие электроснабжения.
Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности причем площади ограниченные этими окружностями в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.Определим центр электрических нагрузок для цеха №1.Радиус окружности определяют по формуле мм
Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода.
Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле градус
где Ppoi – осветительная нагрузка i-го цеха кВт.
Показатели и приведены по цехам в таблице 3.
При определении центра электрических нагрузок считается что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам м
где xi yi- координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.
Расчет центра нагрузок приводится в табличной форме (см. таблицу 4).
Таблица 4 - Расчет центра электрических нагрузок.
Координаты центров нагрузок:
6 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двухтрансформаторными. Одно или трех трансформаторные подстанции используются гораздо реже и требуют более серьезного технико-экономического обоснования.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме при отключении одного трансформатора для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
Если на ГПП устанавливаются два трансформатора то номинальная мощность каждого из них определяется по условию кВА
где – полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения с учетом потерь мощности в трансформаторе(=735207) ГПП кВА;
– коэффициент загрузки трансформатора равный 07 для предприятий с преобладанием потребителей первой и второй категории(согласно ПТЭ);
где КЗ – коэффициент загрузки трансформатора.
Согласно 2 таблица 3.6 выбираем два одинаковых трансформатора ТРДН 63000110.
Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном
и послеаварийном режимах
Получилось что трансформаторы недогружены но установка менее мощных трансформаторов невозможна из-за их перегрузки на 15 % в нормальном режиме что недопустимо.
Мощность трансформаторов подобрана с учетом возможного введения новых мощностей в ближайшем будущем.
Каталожные данные силового трансформатора приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Каталожные данные трансформатора
7 Расчёт токов короткого замыкания
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения являются возникновение КЗ в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ а также для быстрого восстановления нормального режима работы необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
Для расчёта токов КЗ аналитическим методом следует предварительно по исходной расчетной схеме составить соответствующую схему замещения. При этом сопротивления всех элементов схемы и ЭДС источников энергии могут быть выражены как в именованных так и в относительных единицах.
Расчётная схема представляет собой упрощённую однолинейную схему на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их параметры влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчётной схеме в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.
Для электроустановок характерны 4 режима: нормальный аварийный послеаварийный и ремонтный причем аварийный режим является кратковременным режимом а остальные - продолжительными режимами.
Электрооборудование выбирается по параметрам продолжительных режимов и проверяется по параметрам кратковременных режимов определяющим из которых является режим короткого замыкания.
По режиму КЗ электрооборудование проверяется на электродинамическую и термическую стойкость а коммутационные аппараты - также на коммутационную способность.
Учитывая дискретный характер изменения параметров электрооборудования расчет токов КЗ для его проверки допускается производить приближенно с принятием ряда допущений при этом погрешность расчетов токов КЗ не должна превышать 5—10 %.
Короткие замыкания есть случайные события. Совокупность параметров режима короткого замыкания образует множество вероятностных параметров.
Для проверки электрооборудования по режиму короткого замыкания требуется сопоставить вероятностные параметры режима КЗ с детерминированными параметрами электрооборудования. Для возможности такого сопоставления вероятностные параметры режима КЗ преобразуются в условно детерминированные параметры режима расчетных условий КЗ.
Расчетные условия КЗ т.е. наиболее тяжелые но достаточно вероятные условия КЗ формируются на основе опыта эксплуатации электроустановок анализа отказов электрооборудования и последствий КЗ использования соотношений параметров режима КЗ вытекающих из теории переходных процессов в электроустановках.
Расчетные условия КЗ определяются индивидуально для каждого элемента электроустановки. Для однотипных по параметрам и схеме включения элементов электроустановки допускается использовать аналогичные расчетные условия.
В соответствии с ПУЭ допускается не проверять по режиму КЗ некоторые проводники и электрические аппараты защищенные плавкими предохранителями а также проводники и аппараты в цепях маломощных неответственных потребителей имеющих резервирование в электрической или технологической части. При этом должны быть исключены возможности взрыва или пожара.
Расчёт токов КЗ выполнен в относительных единицах.
Сопротивление элементов системы электроснабжения проводим к базисным условиям в соответствии с формулами.
Для расчета токов КЗ составляют схему замещения в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.
Исходная схема замещения для расчета токов КЗ с указанными точками КЗ представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Исходная схема и схема замещения для расчетов токов КЗ
Таблица 6 – данные для расчета токов КЗ
Формулы для определения сопротивлений в схеме замещения при Uб = Uсрном
Трансформатор двухобмоточный с расщепленной обмоткой НН
Продолжение таблицы 6
Трансформатор двухобточный
Трансформатор трехобмоточный
Расчет токов КЗ в указанных точках проведен с помощью программы MathCAD2001i Professional и представлен в приложении A. Результаты расчета приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Результаты расчетов токов КЗ
8 Выбор номинального напряжения схемы внутреннего электроснабжения.
Для выбора номинального напряжения каждой из линий кроме её длины необходимо знать мощность которая будет передаваться по ней в нормальном режиме. С этой целью находят приближенное потокораспределение в каждом из вариантов сети без учета потерь мощности. В разомкнутых сетях это делается простым суммированием мощностей на каждом из участков. В замкнутой сети для нахождения потокораспределения необходимо знать сопротивления участков которые неизвестны т.к. еще не выбраны сечения проводов. Поэтому при ручных расчетах используют метод контурных уравнений для однородной сети который позволяет найти потоки мощности только по длинам участков без знания номинальных напряжений и площади сечения проводов. При расчетах на ЭВМ приближенное потокораспределение можно найти по программам расчета установившихся режимов приняв номинальное напряжение сети заведомо завышенным например 500 или 750 чтобы потери мощности не искажали потокораспределение а удельные сопротивления всех линий средневзвешанными. При выбранном номинальном напряжении выполняют новые расчеты потоков мощности по которым определяют площади сечения проводов. Расчеты выполняют для режима наибольших нагрузок и наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Если в послеаварийных режимах напряжения в удаленных от источников питания узлах оказывается ниже 09 выбранного номинального напряжения то необходимо уточнить конфигурацию сети число цепей на отдельных участках сети или принятое номинальное напряжение.
При построении конфигурации сети необходимо обеспечивать возможность выдачи всей мощности электростанций в послеаварийных режимах т.е. предусматривать выдачу мощности в сеть не менее чем по двум линиям. В одном и том же контуре замкнутой сети целесообразно применять одно номинальное напряжение иногда – два но не более. Если по результатам расчетов потоков мощности отдельные участки сети загружены слабо и следовательно для них потребуется выбирать напряжение существенно ниже чем для других участков то это свидетельствует о неправильном выборе конфигурации сети.
Каждое номинальное напряжение имеет свою экономически целесообразную область применения. Так напряжение 6 кВ имеется в распределительных сетях городов и промышленных предприятий 10 кВ предназначено для распределения электроэнергии в городах сельской местности и на территории промышленных предприятий.
Для выбора номинального напряжения на заводе химического волокна необходимо выделить потребителей 6 кВ и отдельно потребителей 10 кВ и сравнить полученные значения. Так как потребителей 6 кВ нет то принимаем номинальное напряжение равным 10 кВ.
9 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК) устанавливаемых в цеховой сети определяют в два этапа:
выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов; 2.определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.
Суммарная расчетная мощность НБК составит кВар
QHK = QHK1 + QHK2 (19)
где и - суммарные мощности НБК определенные на двух указанных этапах расчета.
9.1 Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов
Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки
где – расчетная нагрузка цеха кВА;
Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности предназначенных для питания технологически связанных нагрузок определяется по формуле:
где – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора;
– добавка до ближайшего целого числа;
– номинальная мощность трансформатора кВА.
Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от минимального числа цеховых трансформаторов на величину m
где m – дополнительно установленные трансформаторы
В качестве примера рассчитаем количество трансформаторов для цеха №1 согласно(20):
Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности предназначенных для питания технологически связанных нагрузок согласно(21):
Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от минимального числа цеховых трансформаторов на величину m согласно(22):
Таблица 8 – Данные для расчета количества трансформаторов в цехах
ТП цеха 141516171825
Сведем в таблицу 9 результаты выбора цеховых трансформаторов.
Таблица 9 – Выбор цеховых трансформаторов
9.2 Выбор конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах.
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономической целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Устанавливаемые в электрических сетях конденсаторные батареи должны обеспечивать допустимый режим напряжения в электрической сети; допустимые токовые нагрузки всех ее элементов; режим работы источников реактивной мощности в допустимых пределах; статическую и динамическую устойчивость
Наибольшую реактивную мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ кВар
Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит кВар
где – суммарная средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену на напряжение до 1 кВ.
Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле:
где – расчетный коэффициент зависящий от коэффициента удельных потерь 3 табл. 4.6.
Если в расчетах окажется что дополнительная мощность меньше нуля то тогда реактивная мощность принимается равной нулю.
Суммарная мощность НБК цеха составляет:
Таблица 10 – Выбор мощности конденсаторных батарей
хУКМ-70-04-1000-20-У3
Расчетную мощность НБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью 3 табл. 9.2.
9.3 Выбор высоковольтных батарей.
При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 10 кВ к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10 кВ энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.
Баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид кВар
где – расчетная реактивная нагрузка в узле 10 кВ кВар
– требуемая мощность высоковольтных батарей конденсаторов (ВБК) кВар;
– реактивная мощность выделяемая синхронными двигателями кВар;
– оптимальная реактивная мощность передаваемая из энергосистемы в сеть завода в период максимальных нагрузок энергосистемы кВар;
– потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах кВар.
Так как на предприятии установлены синхронные двигатели то соответственно необходимо определить реактивную мощность выделяемую ими.
Входная реактивная мощность задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы кВар.
Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по формуле кВар:
= 3635 08 075 = 2181;
где - коэффициент загрузки по активной мощности.
Входная реактивная мощность QЭС задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы кВар:
QЭС = 610442704 = 244177 кВар;
Т.о. требуемая мощность ВБК определяется по формуле кВар:
= 4832012-2181+487305-244177 = 2659447 кВар;
Так как > 0 то требуется установка ВБК распределяемая по шинам подстанции. К установке принимаем ВБК типа УКЛ(П)57-63(105)-3150 У3 –
штук и УКЛ(П)57-63(105)- 1350 У3 – 1шт.
Таким образом фактическая мощность высоковольтных батарей конденсаторов составит:
10. Разработка однолинейной схемы внутреннего электроснабжения
Схемы внутреннего электроснабжения подразделяются на одно- и двухступенчатые.
При наличии хотя бы одного распределительного устройства кроме пункта приема в схеме электроснабжения схема называется двухступенчатой т.к. имеет две ступени распределения электроэнергии: шины пункта приема и шины распред.устройства.
Если нет распределительного устройства то схема одноступенчатая.
РП устанавливается в тех случаях когда на одну секцию шин подключаются менее восьми отходящих присоединений или в каком-либо цехе имеются высоковольтные двигатели(6-10 кв) в этом случае РП ставится непосредственно в цехе.
По способу присоединения электроустановок к линии схемы внутреннего электроснабжения делятся:
Радиальные – от одной линии питается одна электроустановка т.е. один трансформатор или двигатель печь и т.д. Применяются когда нужна высокая надежность электроснабжения и когда электроустановки территориально разнесены.
Магистральные – схемы в которых к одной линии подключены несколько электроустановок. Виды: 1) одинарная магистраль с односторонним питанием. Для этой магистрали на высокой стороне необходим шкаф с рубильником или разъединителем.
) одиночная магистраль с двусторонним питанием. Такие схемы выполняются только с распред.устройством на высокой стороне КТП. Применяется редко.
) двойная сквозная магистраль.
К одной магистрали можно подключать 5-6 трансформаторов если их номинальная мощность не превышает 630 кВА и 2-3 трансформатора если их номинальная мощность более 1000 кВА.
Смешанные – это радиально-магистральные схемы т.е. схемы содержащие как радиальные так и магистральные части.
Для объединения достоинств радиальных и магистральных схем в качестве схемы внутреннего электроснабжения завода химического волокна выберем смешанную схему. Схема приведена на рисунке 3.
Рисунок 3 – Однолинейная схема внутреннего электроснабжения
11 Выбор и проверка сечений кабелей
Сечения проводов и кабелей цеховой сети выбирают по нагреву длительным
где - поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей(равен 1 т.к. провода и кабели прокладываются в трубах);
где - номинальная активная мощность электроприемников кВт;
- номинальное линейное напряжение сети кВ;
- номинальный коэффициент мощности нагрузки;
- коэффициент загрузки:
где - коэффициент использования ЭП;
- коэффициент включения ЭП;
Для установки принимаем кабель АПвП сечением 95 мм2 и длительно допустимым током 260 А.
Аналогичный расчет проводим для всех остальных электроприемников. Результаты расчета сводим в таблицу 11.
Таблица 11 – Выбор сечений кабелей
Продолжение таблицы 11
12 Выбор и проверка высоковольтного оборудования ГПП
12.1 Выбор выключателей
Автоматический выключатель – это коммутационный электрический аппарат предназначенный для проведения тока цепи в нормальных режимах и для автоматического отключения электроустановок при перегрузках и токах КЗ чрезмерных понижениях напряжения и других аварийных режимах.
Выбор выключателей производится по:
по напряжению установки
роду тока и его величине
конструктивному исполнению;
коммутационной способности
где ток предельной коммутационной способности автомата;
ток КЗ в момент расхождения контактов;
где амплитудное значение номинального тока включения
по термической стойкости
где ток термической стойкости автомата
время термической стойкости. Можно принять равным 1с;
постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ
где значение по каталогу (0005-0015с)
Выключатели 110 кВ Выбираем элегазовый выключатель ВГБ-110-402000У3
Таблица 12 – Проверка условий выбора выключателя ВГБ-110-402000У3
12.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ
Выключатели предназначены для частых коммутаций электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в ячейках комплектных распределительных устройств в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с напряжением 6-10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью.
Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-40.
Таблица 13 – Проверка условий выбора вводного выключателя ВВЭ-10-40
Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-40.
Таблица 14 – Проверка условий выбора секционного выключателя ВВЭ-10-40
12.3 Выбор разъединителей
Разъединитель – это коммутационный аппарат предназначенный для создания видимого разрыва в электрической цепи без нагрузки (предварительно выключенной выключателем).
Выбор и проверка разъединителя производится аналогично выключателей но без учета отключаемого тока.
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Выбираем разъединитель РНДЗ-1103200У3
Таблица 15 – Проверка условий выбора разъединителя РНДЗ-1103200У3
Выбор и проверка ячеек КРУ.
Комплектное распределительное устройство(КРУ) – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами
Измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.Шкафы КРУ изготавливаются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании так как все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом.В качестве изоляции между токоведущими частями в КРУ могут быть использованы воздух масло пирален твердая изоляция инертные газы. Для КРУ 6 – 10кВ применяют выключатели обычной конструкции а вместо разъединителей – втычные контакты.В качестве распределительного устройства выбираем КРУ производства Московского завода «Электрощит» типа К-104.
12.4 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока предназначены для питания электроизмерительных приборов. Нагрузкой трансформаторов тока являются следующие приборы: амперметр ваттметр счетчик активной энергии.
Предварительно выбираем к установке трансформаторы тока типа ТПЛК-10-У3 соединенные в схему неполной звезды. Класс точности 05 так как среди приборов есть счетчик.
Таблица 17 - Условия выбора трансформаторов тока ТПЛК-10-У3
необходимое условие для работы трансформаторов тока в заданном классе точности.
Нагрузка вторичной цепи трансформаторов тока определяется следующим образом:
где сумма сопротивлений последовательно включенных приборов и реле;
сопротивление соединительных проводов;
сопротивление контактов (т.к. присоединено больше двух приборов то = 01 Ом).
где мощность потребляемая приборами ВА;
вторичный ток трансформатора тока = 5 А.
Таблица 18 - Мощность присоединенных приборов.
Наименование прибора
Продолжение таблицы 18
Мощность потребляемую приборами определим по наиболее загруженной фазе ВА:
Определим сопротивление соединительных проводов Ом: (34) сопротивление контактов (т.к. присоединено больше двух приборов то = 01 Ом).
В классе точности 05 по каталожным данным = 04 Ом.
Определим сечение провода мм2:
где S сечение провода мм2;
р удельное сопротивление = 00283 Ом м мм2;
расчетная длина проводов;
l= 5 м для неполной звезды.
Выбираем алюминиевый провод сечением S=4мм2
На трансформаторах ГПП на высокой стороне устанавливаем трансформаторы тока ТФЗМ-110-Б.
Таблица 19 - Условия выбора трансформаторов тока ТФЗМ-110-Б.
На стороне 10 кВ для вводной ячейки выберем трансформатор типа ТШЛ-103000. Данный трансформатор тока поставляется в комплекте с КРУ-104.Таблица 20 – Условия выбора трансформатора тока ТШЛ-103000.
Выбранный трансформатор проходит по условиям выбора.На стороне 10 кВ на отходящих линиях устанавливаем трансформаторы тока типа ТОЛ-10300.Таблица 21 - Условия выбора трансформатора тока ТОЛ-10300
Выбранный трансформатор проходит по условиям выбора.На стороне 10 кВ на комплектной конденсаторной установке устанавливаем трансформаторы тока типа ТОЛ-10800.Таблица 22 – Условия выбора и проверки трансформатора ТОЛ-10800
Выбранный трансформатор проходит по условиям выбора.На стороне 10 кВ на секционной ячейке устанавливаем трансформатор тока типа ТОЛ-101500.Таблица 23 – Условия выбора и проверки трансформатора ТОЛ-101500
12.5 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для питания электроизмерительных приборов автоматики и сигнализации. Устанавливаются на каждой секции шин РП.
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбирают по номинальному напряжению первичной цепи классу точности следует проверить путем сопоставления номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов.
Трансформаторы напряжения выбираются:
- по напряжению установки ;
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке:
где - номинальная мощность в выбранном классе точности; - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения ВА.
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-66У3. согласно данным.
Номинальная мощность в классе точности 05 равна 120 ВА.
Данные о вторичной нагрузке трансформатора напряжения приведены в таблице 24.
Таблица 24 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Потребляемая мощность катушки
Общая потребляемая мощность
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ВА:
Проверка трансформатора напряжения на класс точности
Выбор и проверку трансформатора напряжения сводим в таблицу 25.
Таблица 25 – Выбор и проверка трансформатора напряжения
13 Расчет заземляющего устройства
Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлитель – это металлический проводник или группа проводников находящиеся в соприкосновении с землей. Различают естественные и искусственные заземлители.
Заземления подразделяются: защитное – выполняют с целью обеспечения электробезопасности при замыкании токоведущих частей на землю; рабочее – предназначено для обеспечения нормальных режимов установки.
Искусственные заземлители – это закладываемые в землю металлические электроды специально предназначенные для устройства заземлений.
В качестве искусственных заземлителей применяем: для вертикального погружения в землю – стальные стержни диаметром 12 мм для горизонтальной укладки – стальные полосы толщиной 4 мм и шириной 40 мм.
Длину вертикальных стержневых электродов принимаем 5 м. Верхний конец вертикального заземлителя заглубляем на 05 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители применяем для связи вертикальных и закладываем на глубину 08 м.
Расчет заземляющих устройств сводим к расчету заземлителя так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.
) В соответствии с ПУЭ устанавливаем допустимое сопротивление заземляющего устройства Ом (для сетей с эффективно-заземленной нейтралью).
) С учетом отведенной территории ГПП располагаем заземлители по контуру с расстоянием между вертикальными заземлителями через 15м.
) Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя включенного параллельно из формулы 1 с. 295 Ом
где и - сопротивление естественного заземлителя и заземляющего устройства Ом.
Так как естественные заземлители отсутствуют принимаем сопротивление искусственного заземлителя равным сопротивлению заземляющего устройства Ом.
) Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышенного коэффициента - учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формуле Омм
13.1 Определение зон защиты молниеотводов ГПП
Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар.
Ожидаемой число поражений молнией в год зданий и сооружений высотой не более 60м. не оборудованных молниезащитой и имеющих неизменную высоту определяют по формуле:
где B – ширина защищаемого объекта м.;
- длина защищаемого объекта м.;
- высота объекта по его боковым сторонам м;
n - среднее число поражений молнией 1 км2 земной поверхности в год 3 n=6.
N=(37+6×11) ×(49+6×11) ×6×10-6 = 07107
Объектом является ГПП завода относится к II категории зона А 3.
Молниезащита на железобетонном отдельно стоящем молниеотводе
МЖ-243 8. высотой 243м.
По табл. 7-10 8 производим расчёт по типовым формулам.
где h – высота молниеотвода;
где - высота молниеотвода м;
где - радиус защиты м.;
- высота защищаемого объекта м;
Помимо выбора и установки молниеотвода и определения защитной зоны для заземления молниеотвода предусматриваем четыре вертикальных электрода соединённых между собой стальной полосой. Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии эл. магнитной и эл. статической индукции и заноса высоки потенциалов в здание предусматриваем следующие мероприятия:
а) для защиты от потенциалов возникающих в результате электростатической индукции надежно заземляем все проводящие элементы объекта а также оборудование и коммуникации внутри объекта;
б) для защиты от искрения вызываемого электромагнитной индукцией все параллельно расположенные металлические коммуникации соединяем металлическими перемычками;
в) для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (вместе ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов земли должны быть удалены на нормируемое расстояние от заземляющего контура защищены от вторичных воздействий и подземных коммуникаций объекта.
Расчёт заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя так как заземляющие проводники принимаются по условиям механической прочности и стойкости к коррозии.
Устанавливаем допустимое сопротивление заземляющего устройства 6.
для электроустановок выше 1 кВ равно:
Для данного случая принимаем Ом.
Предполагается сооружение заземлителя с с внешней стороны здания с расположением вертикальных электродов по периметру.
В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 12мм и длиной 2м. которые погружают в грунт методом ввертывания. Верхние концы электродов располагают на глубине 07м. от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали что и вертикальные электроды.
Грунт в месте сооружения – суглинок климатическая зона II.
Удельное сопротивление грунта =100Ом×м табл. 6.4 8.
Определяем расчётные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей.
где и - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов принятые по табл. 6.5 8.
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:
где - параметры стержневого электрода.
Определяем примерное число вертикальных заземлителей.
где - коэффициент использования равный 064.
- сопротивление искусственного заземлителя принимаем равным 10Ом.
Определяем расчётное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле:
где - периметр контура;
- табл. 6.10 8 равный 032.
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов.
Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования =061 при N=20 и al=(P20)2=093 где P=3136м. периметр контура расположения электродов:
Определение импульсного сопротивления заземлителя. Первоначально определим импульсный коэффициент:
Окончательно принимаем к установке 22 вертикальных электрода расположенных по контуру ОРУ-110кВ(ГПП).
На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения в результате прямых ударов молний в провода либо перекрытий воздушных промежутков при ударе молнии в опору. Эти волны перенапряжений доходят до подстанции и вызывают кратковременное перенапряжение на оборудовании. Они могут вызывать повреждение изоляции. Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные ограничители перенапряжений.
Для защиты от атмосферных перенапряжений и кратковременных внутренних напряжений изоляции ВЛ и трансформаторов на сторонах ВН НН устанавливают ограничители перенапряжений.
Предварительный выбор ограничителя 110кВ.
Найдем максимальное допустимое на ограничителе напряжение:
Uнр = 115 Uном = 126 кВ; (49)
Рассчитаем наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение:
Принимаем ОПН-110 УХЛ3 с Uрнр = 90 кВ;
Таблица 26 – Характеристики ОПН
Наименование параметра
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее фазное напряжение
Напряжение на ОПН допустимое в течении
Выбор ОПН с учетом его энергоемкости.
Практическим критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормированные импульсы коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.
Определим энергию поглощаемую ограничителем:
где U – величина неограниченных перенапряжений;
Uост – оставшееся напряжение на ограничителе кВ;
Uост = 295 кВ для среднего тока молнии равного 60 кА;
n – количество последовательных токовых импульсов;
Т = = 038 – время распространения волны мкс;
V – скорость распространения волны с учетом коэффициента затухания электромагнитной волны ;
hср – средняя высота подвеса провода над землей;
Таким образом энергия поглощаемая ограничителем равна Э = 677 кДж;
Определим удельную энергию поглощаемую ограничителем:
По рисунку 2.3 Методических указаний по выбору ОПН принимаем к установке ОПН 5 класса энергоемкости с верхней границей Э* = 615 кДж.
На стороне ВН выбираем ОПН типа – У-TEL 1109010550 УХЛ3. На стороне НН выбираем ограничитель перенапряжения типа У-TEL – 61210400 УХЛ3 с классом напряжения 10 кВ.
Определение расстояния между ОПН и электроустановкой по плану подстанции. План подстанции показан на листе 4.
Рассмотрим расстояние между трансформатором и ОПН. По плану ОРУ:
Определения коэффициента деформации фронта волны:
В следствии импульсной короны данный коэффициент указывает на сколько микросекунд удлиняется фронт волны при пробеге 1 км Вл и определяется по формуле:
- наибольшее длительно-допустимое рабочее напряжение;
- длина разрядного пути по изолятору;
Определение длины защищенного подхода
Длина защищенного подхода должна отвечать условию:
- увеличение длительности фронта волны при пробеге по защищаемому подходу при котором будет обеспечена допустимая крутизна фронта волны.
Определим длину защищенного подхода:
Определение места установки ОПН на подстанции.
Определение напряжения на изоляции силового трансформатора.
Для внутренней изоляции UдопСТ = 470 кВ; для внешней изоляции UдопСТ = 385 кВ. Так как напряжение на изоляции силового трансформатора не превышает заданных значений принимаем к установке ОПН на расстоянии 12 метров.
14 Релейная защита трансформатора ТРДН 63000110.
Основным предназначением релейной защиты является обеспечение с заданной степенью быстродействия отключение повреждённого элемента или сети. Основные требования предъявляемые к релейной защите следующие: надёжное отключение всех видов повреждений чувствительность защиты селективность действия – отключение только повреждённых участков простота схем быстродействие наличие сигнализации о повреждениях.
Устройства РЗ должны обеспечивать наименование возможное время отключения КЗ в цепях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей обеспечение возможности восстановления нормальной работы путём успешного действия АПВ и АВР и т.д.).
Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства РЗ от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:
- многофазные замыкания в обмотках и на выводах;
- витковые замыкания в обмотках;
- токи в обмотках при внешних КЗ;
- токи в обмотках при перегрузках; снижение уровня масла в баке;
- однофазные замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью если требуется отключение по условиям техники безопасности.
Для защиты от повреждений на выводах и внутренних повреждений должна быть предусмотрена:
- дифференциальная защита на трансформаторах мощностью больше 1000 кВА;
- дифференциальная защита с применением реле с насыщающимися трансформаторами и тормозными обмотками на трансформаторах мощностью более 25 МВА.
Для защиты от витковых замыканий предусматривается газовая защита. Эта же защита действует при понижении уровня масла в баке трансформатора.
Перечисленные выше защиты действуют без выдержки времени на отключение выключателей со всех сторон трансформатора.
Для защиты от внешних многофазных замыканий устанавливают:
- МТЗ на трансформаторах мощностью более 1000 кВА;
- на понижающих трансформаторах при нечувствительности МТЗ устанавливают с пуском по напряжению;
Защита от перегрузки устанавливается на трансформаторах мощностью более 400 кВА и действует на сигнал с выдержкой времени 8 – 10 сек. На подстанциях без обслуживающего персонала допускается действие защиты на разгрузку трансформатора и его отключение 13.
К основным защитам относятся:
- продольная дифференциальная токовая защита;
- дифференциальная токовая защита дополнительных элементов;
Резервные защиты резервируют основные и реагируют на внешние КЗ. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
- МТЗ без пуска по напряжению;
- МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
- МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ.
Резервная защита от замыканий на землю выполняет в виде МТЗ нулевой последовательности.
14.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения.
Со стороны ВН обмотка трансформатора ТРДН – 63000110 соединена в «звезду» а трансформаторы тока в «треугольник» поэтому коэффициент схемы КCXBH= . Со стороны НН трансформатора тока соединён в «звезду» поэтому коэффициент схемы КCXHH=1.
Номинальный и расчётный токи на высокой стороне трансформатора:
Где номинальная мощность трансформатора;
номинальное напряжение на высокой стороне трансформатора;
Принимаем стандартный коэффициент трансформации
Для стороны НН принимаем трансформатор тока типа ТШЛ-103000.
Номинальный и расчетный токи на низкой стороне трансформатора:
Где номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора;
Для стороны НН принимаем – ТШЛ – 103000.
Для всех остальных защит устанавливаемых на стороне НН трансформаторы тока будут ТШЛ – 10 с на стороне ВН () – ТФЗМ – 110Б с .
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения типа НАМИ – 110 – 83 (TVI) с коэффициентом трансформации 100.
14.2 Дифференциальная защита трансформатора
Дифференциальная защита реагирует на повреждения в обмотках на выводах и в соединениях с выключателями. Для осуществления защиты используются трансформаторы тока установленные с обеих сторон защищаемого трансформатора вблизи выключателей. Вторичные обмотки трансформаторов тока и реле соединяются в схему продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами. При этом по обмотке реле при отсутствии повреждения в защищаемой зоне проходит ток небаланса. Однако величина этого тока в дифференциальной защите трансформатора определяется не только погрешностью трансформаторов тока но и рядом дополнительных факторов. Эти же факторы обусловливают особенности схемы усложняют её и должны учитываться при выполнении дифференциальной защиты трансформатора.
При расчётах токов КЗ для защит трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счёт регулирования напряжения. Для трансформаторов 110 кВ приближённо можно принять:
где сопротивление трансформатора;
шаг измерения напряжения трансформаторов с РПН (для трансформатора ТРДН – 63000110 %)
Ток КЗ на шинах высокого напряжения находиться по формуле:
где сопротивление системы (Ом).
)Вторичный ток сторон ВН и НН А:
Продольная дифференциальная токовая защита на базе реле ДЗТ-11.
Сторона ВН больше принимается за основную так как вторичный ток на стороне ВН больше чем на стороне НН.
Так срабатывания защиты выбирается исходя из двух следующих условий 14:
а) Отстройка от броска тока намагничивания
Где - номинальный ток той стороны трансформатора напряжение которой принято в качестве расчётной;
коэффициент отстройки для реле типа ДЗТ (= 13)
б) Отстройка от тока небаланса:
Где коэффициент запаса по избирательности ();
коэффициент однотипности (10);
- коэффициент обусловленной погрешности трансформатора
относительная погрешность регулирования напряжения ();
погрешность выравнивания для стороны трансформаторов ()
Наибольшее значение имеет ток срабатывания защиты вычисленный по пункту п.б) поэтому в дальнейших расчётах можно принять
)ток срабатывания реле:
)Предварительная проверка защиты по чувствительности первичным токам при двухфазном КЗ на стороне НН (точка К – 2):
Где ток двухфазного КЗ нп стороне НН;
)Определяем число витков рабочей обмотки для основной стороны:
где МДС срабатывания реле ДЗТ;
Принимаем ближайшее число витков:
)Расчётные числа витков для другой стороны трансформатора:
)Ток небаланса обусловленный неточностью установки витков обмотки:
)Тогда с учётом третьей составляющей:
)Уточняется ток срабатывания защиты:
)Уточненное значение тока срабатывания реле:
)Коэффициент чувствительности:
По чувствительности защита подходит в качестве основной.
Газовая защита реагирует на образование газов внутри трансформатора. Защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или отключение.
В соответствии с действующими ПУЭ установка газовой защиты обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более а также для трансформаторов меньшей мощности при отсутствии быстродействующих защит со времени действия не более 05 – 1 с.
Газовая защита может выполняться реагирующей на выделение давления в кожухе трансформатора. При выполнении газовой защиты на отключение необходимо обеспечение надёжного срабатывания выключателей трансформатора при кратковременном замыкании контактов газового реле. Защита выполняется двухступенчатой с действием первой ступени на сигнал а второй на отключение или на сигнал.
Система отрегулирована так что вес чашки с маслом является достаточным для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. При интенсивном образование газа возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле.
Достоинство газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждений внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения.
Газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора и должна выводиться на действие когда имеется опасность выделения воздуха в кожухе трансформатора (т.е. после доливки масла ремонта трансформатора и включения его вновь).
РЧГЗ-66-реле с чашечковыми элементами. Чувствительность нижнего элемента (лопасти) регулируется в пределах тот 06 до 12 мс. Время действия реле при работе лопасти колеблется от 05 до 005 с. В зависимости от скорости движения масла.
16 Максимальная токовая защита.
Первоначально определяется ток срабатывания МТЗбез пуска по напряжению:
где коэффициент запаса по избирательности ();
коэффициент возврата реле РТ – 40 ();
коэффициент самозапуска ();
максимальный ток нагрузки (принимают равным номинальному).
Чувствительность защиты проверим при КЗ на шинах НН в расчётных минимальных режимах:
Поскольку чувствительность МТЗ без пуска по напряжению обеспечивается принимается МТЗ без пуска по напряжению:
Время срабатывания защиты:
где время действия чувствительности защит резервируемых элементов;
Определяем тип реле РТ – 4020
На стороне НН для защиты от внешних симметричных КЗ устанавливается МТЗ с пуском минимального напряжения.
Ток и напряжение срабатывания защиты:
Напряжение срабатывания органа блокировки:
где коэффициент возврата для реле минимального напряжения ()
Напряжение срабатывания органа блокировки при несимметричных КЗ:
Чувствительность блокирующих органов проверим при КЗ на приёмных сторонах трансформатора куда подключены блокирующие реле шина НН.
Защита проходит по чувствительности.
17 Защита от несимметричных внешних КЗ.
В ряде случаев для получения достаточной чувствительности приходится идти на усложнение защиты. Такой защитой является например токовая защита обратной последовательности. На многообмоточных трансформаторах максимальная токовая защита должна обеспечивать отключение только того выключателя со стороны которого произошло КЗ. В целях упрощения допускается не устанавливать защиты на одной из питаемых сторон.
Для защиты от несимметричных внешних КЗ принимается токовая защита обратной последовательности (ТЗОП).
Ток срабатывания реле:
На чувствительность защита не проверяется т.к.
18 Защита от технологических перегрузок.
Перегрузки обычно являются симметричным режимом трансформатора характеризующимся появлением сверхтоков во всех фазах. Поэтому защита от перегрузок выполняется одним реле тока включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних КЗ.
Трансформаторы допускают систематические кратковременные перегрузки сверх номинальной мощности поэтому на обслуживаемых подстанциях защита от перегрузки должна выполнятся с действием на сигнал с тем чтобы в случае необходимости дежурный персонал принял меры к разгрузке. На подстанциях без постоянного дежурного персонала телеконтроля и вызывной сигнализации допускается действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами.
)Первичный ток срабатывания защиты:
где коэффициент надёжности ();
коэффициент возврата реле РТ-40 (085);
)Определяем ток срабатывания реле:
)Определяем первичный ток срабатывания защиты:
Где коэффициент надёжности (105);
- коэффициент возврата РТ – 40 (=085);
)Определяем ток срабатывания реле:
19 Автоматика на ГПП (АВР АЧР АПВ).
Различные автоматические устройства применяют во всех частях системы передачи и распределения электроэнергии. Высокая скорость измерения электрических величин особенно в переходных процессах исключает возможность регулирования за счет действий персонала. Некоторые объекты системы работают без обслуживающего персонала . сложность и непрерывность процессов производства передачи и распределения ЭЭ определяет необходимость широкого использования автоматических устройств практически на всех объектах. Автоматические устройства позволяют обеспечить ликвидацию аварий и способны выполнить регулирование электрического режима при изменении нагрузки. Широко используются устройства режимной и противоаварийной автоматики которые наряду с быстродействующими защитами значительно повышают надежность работы всей системы передачи и распределения ЭЭ. К ним относятся устройства: автоматического регулирования возбуждения(АВР) автоматического включения резерва(АВР) автоматического повторного включения(АПВ) автоматической частотной разгрузки(АЧР) и др. Генераторы электростанций и синхронные компенсаторы подстанций имеют автоматическое регулирование тока возбуждения(АВР). Изменение тока статора(в основном реактивной составляющей) сопровождается регулированием тока возбуждения и ЭДС статора с таким расчетом чтобы обеспечить необходимый синхронизирующий момент машины и заданный режим напряжения на её выводах и шинах станций устойчивость генераторов или системы. Для повышения устойчивости системы при коротком замыкании АВР форсировано увеличивает ток возбуждения. Для этого применяют быстродействующее возбуждение на основе полупроводниковых выпрямителей автоматически многократно изменяющих возбуждение в течении долей секунды.
Автоматическое повторное включение – вид системной автоматики применение которой значительно повышает надежность электроснабжения. Наиболее частое дуговое перекрытие гирлянды изоляторов на ВЛ 110 кВ является коротким замыканием и отключается защитой. Через короткий интервал времени достаточный для деонизации зарядов потухшей дуги АПВ включает линию. В большей части повторных включений КЗ не возобновляются линии продолжают нормально работать а потребители почти не чувствуют перерыва. Используют АПВ двух- и трехкратного действия. особенно резко АПВ повышает надежность электроснабжения потребителей питаемых по одиночным радиальным линиям. Автоматическое включение резерва применяют для восстановления питания потребителей при повреждении в резервированной системе электроснабжения когда параллельно включенные элементы(линии или трансформаторы) работают раздельно для снижения уровня токов короткого замыкания. Применяют АВР линии трансформатора секции шин в некоторых случаях генератора или двигателя. Наиболее часто применяют АВР в системах распределения ЭЭ. Автоматическая частотная разгрузка – вид системной автоматики. Применяют её в тяжелых послеаварийных режимах связанных с потерей генераторных мощностей.
20 Измерение и учет электроэнергии. Телемеханизация завода Центры управления ЭЭС – центральные диспетчерские и оперативные службы и управления(ЦДС ОДУ ЦДУ) а также отдельные объекты системы располагают связью и устройствами измерения сигнализации управления и регулирования действующими на расстоянии. Ряд параметров электрического состояния(величины напряжения тока активной и реактивной мощности и т.д.) измеряемые в важнейших пунктах системы передают на диспетчерский пункт. Наиболее распространенная телесигнализация показывает на диспетчерском пункте включенное или отключенное состояние коммутационных аппаратов установленных на главных подстанциях системы. С помощью телеуправления включают или отключают из диспетчерского пункта выключатели. Установленные на крупных подстанциях системы и др.
Условия работы и возросшие масштабы современных систем передачи и распределения ЭЭ требуют применения автоматического регулирования взаимосвязанных и разобщенных объектов в составе автоматизированных систем диспетчерского и технологического управления(АСДТУ) в основе которых находится комплекс управляющих и вычислительных ЭВМ средств связи и передачи информации. Информация с объектов управления вводится в ЭВМ результаты расчетов поступают на блок принятия решений в котором заложены критерии оптимальных решений. К управляемым объектам без участия персонала передаются оптимальные параметры режима важнейшие объекты ЭЭС могут автоматически управляться с ЭВМ. Применение автоматизированной системы управления указанного содержания возможно лишь при достаточно широком внедрении автоматики на ряде объектов и телеуправления выключателями системы передачи и распределения электрической энергии.