Электроснабжение предприятия по переработке руды

Однолин.dwg

Коэффициент трансф-ции тр-ра тока
Марка и сечение кабеля
Трансформатор напряжения
Порядковый номер шкафа
Неисправность трансформатора
Центральная сигнализация
Автоматическое включение резерва
Автоматическое повторное включение
Автоматическая частотная разгрузка
Регулирование напряжения под нагрузкой
Защита от замыканий на землю с действием на сигнал
Максимальная токовая защита с комбинированным
Условные обозначения
Дифференциальная токовая защита
пуском по напряжению с выдержкой времени
времени с действием на отключение
Максимальная токовая защита с выдержкой
Счетчмк реактивной мощности
Счетчик активной энергии
времени с действием на сигнал
Телесигнализация положения ВВ
Дифференциальная защита шин
Защита по минимальному напряжению
предприятия по переработке

Курс1.dwg

Однотрансформаторные подстанции
Главная понизительная подстанция
Асинхронные двигателии (40%)
Синхронные двигатели (10%)
Условные обозначения:
предприятия по переработке
Двухтрансформаторные подстанции

ДИПЛОМ.doc

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 8
1. Категория надежности электроприемников и основное оборудование цеха8
2. Краткое описание технологического процесса8
3. Краткая характеристика электроснабжения цеха9
4. Характеристика производственной среды10
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК11
1. Основные характеристики электрических нагрузок11
2. Классификация методов расчета электрических нагрузок11
3. Расчет электрических нагрузок12
4. Расчет электрических нагрузок12
5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов13
6. Расчет компенсирующих устройств15
7. Компенсация реактивной мощности на стороне 038 кВ16
7. Компенсация реактивной мощности на стороне 10 кВ18
8. Показатели качества электроэнергии18
9. Размещение ГПП и РП на территории объекта электроснабжения20
10. Определение центра электрических нагрузок20
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГПП21
1. Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения21
2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП21
3. Проектирование схемы электроснабжения ИФЦ24
4. Общие требования к конструкции закрытых распределительных устройств25
5. Компоновка распределительных устройств 110 кВ27
6. Требования к размерам распределительных устройств 10 кВ29
7. Общие сведения по КРУ серии К-6330
8. Молниезащита и заземление ГПП31
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ32
9. Расчет КЗ в точке К138
10. Расчет КЗ в точке К242
11. Расчет тока короткого замыкания в точке К344
12. Расчет тока короткого замыкания в точке К448
13. Расчет тока КЗ для точки К552
ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ56
1. Общие положения по выбору электрооборудования56
2. Выбор и проверка оборудования56
3. Выбор оборудования на напряжение 110 кВ57
3.1 Выбор линейного разъединителя57
3.2 Выбор вводного выключателя58
4. Выбор коммутационных аппаратов на 10 кВ59
4.3. Секционный ГПП63
4.4. Секционный РП63
4.5. Отходящий фидер на АД 250 кВт64
4.6. Отходящий фидер на АД 500 кВт64
4.7. Отходящий фидер на СД 4000 кВт65
4.8. Отходящий фидер на ТП66
5. Выбор ОПН измерительных ТТ и ТН на стороне 110 кВ66
6. Выбор ОПН измерительных ТТ и ТН на стороне 10 кВ68
7. Выбор трансформаторов собственных нужд73
8. Выбор устройств оперативного тока74
9. Выбор предохранителей75
РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ76
1. Выбор и проверка воздушной линии76
2. Выбор и проверка кабельных линий77
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА80
1. Релейная защита.80
2. Автоматика и измерения.82
3. Расчет релейной защиты синхронного электродвигателя мощностью 4 мВт.83
4. Расчет тока самозапуска электродвигателей и остаточного напряжения на их зажимах.85
5. Перечень средств автоматики на ГПП86
6. Телемеханика телеуправление телесигнализация86
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ88
1. Характеристика цеха по условиям безопасности труда88
1.1. Средства защиты89
2. Организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках89
3. Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках89
4. Расчет заземляющих устройств90
5. Обоснование средств защиты электрооборудования от перенапряжений94
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ96
1. Определение потребности предприятия в электроэнергии96
1.1. Расчет потребности в электроэнергии на производство96
1.2. Расчет потребности в электроэнергии на производственные нужды96
1.3. Электробаланс предприятия97
2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта97
2.1. Нормативы системы ТОР ЭО и сетей цеха98
2.2. Разработка календарных планов и графиков ремонта99
2.3. Планирование объема ремонтных работ и технического101
2.4. Расчет численности ремонтных рабочих102
3. Организация и планирование труда и его оплаты103
3.1. Расчет численности персонала электрохозяйства103
3.2. Планирование фонда оплаты труда персонала107
4. Расчет себестоимости услуг электрохозяйства110
4.1. Планирование статей затрат электрохозяйства110
4.2. Общий годовой фонд оплаты труда111
4.3. Расчет амортизационных отчислений111
4.4. Расчет стоимости материалов112
4.5. Расчет прочих расходов за год112
5. Определение себестоимости услуг113
СПОСОБЫ ПУСКА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ114
1 Синхронная машина114
2 Синхронный электродвигатель114
2.1 Система возбуждение синхронного электродвигателя115
3 Способы пуска синхронного двигателя120
3.1 Включение способом асинхронного пуска120
3.2. Частотный пуск синхронного двигателя125
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ126
Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения предприятия по переработке руды.
При проектировании электроснабжения данного объекта рассмотрим следующие вопросы:
Особенности технологического процесса данного предприятия классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии (по напряжению надежности и т. п.).
Характеристика окружающей среды производственных помещений.
Определение электрических нагрузок.
Выбор рационального напряжения для питающей сети цеха.
Выбор числа мощности и типа силовых трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и цеховых подстанций.
Выбор схемы электроснабжения цеха технико-экономические сопоставления возможных вариантов.
Выбор конструкции распределительного устройства (РУ) высшего напряжения ГПП и конструкции цеховой трансформаторной подстанции - ТП.
Расчет токов КЗ и выбор коммутационно-защитной аппаратуры в сети ВН.
Выбор и расчет релейной защиты и автоматики элементов системы электроснабжения цеха.
Расчет заземления ГПП и ТП. Молниезащита ГПП и цеха. Защита подстанций от перенапряжений.
Исходными данными к дипломному проекту на тему «Электроснабжение ЦПЭС» являются собранные во время производственной практики материалы о месторасположении и условиях работы основного технологического и электрического оборудования его паспортных данных и необходимых для расчёта коэффициентах.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
1. Категория надежности электроприемников и основное оборудование цеха
Талнахская обогатительная фабрика в отношении обеспечения надежности электроприемников электроснабжением относится ко II категории надежности электроснабжения.
Основные электроприемники на данном предприятии – это высоковольтные синхронные двигатели кВт служащие для привода шаровых мельниц асинхронные двигатели кВт служащие для привода технологических насосов а также десять КТП от которых запитывается низковольтное оборудование на измельчительном флотационном и сгустительном отделениях (конвейера классификаторы флотомашины сгустителя и т.д.).
2. Краткое описание технологического процесса
Талнахская обогатительная фабрика перерабатывает медноникелевые руды рудников. Конечными продуктами производства фабрики являются медный и никелевый концентраты получаемые из всех типов руд и направляемые на дальнейшую переработку в металлургический цикл комбината для получения никеля меди а также благородных металлов платиновой группы.
Технологическая схема обогащения руды состоит из дробления измельчения флотации и сгущения измельченной руды.
Дробильный цех обогатительной фабрики состоит из отделений:
— крупного дробления (ОКД);
— среднего дробления (ОСД);
— мелкого дробления (ОМД);
— обогащения в тяжелых средах.
Дробление руды осуществляется в щековых дробилках типа ЩКД-9
С-888 конусных дробилках КРД-900100 В-900160 и КСД-2200400.
В отделении обогащения в тяжелых рудах получают тяжелую фракцию в результате вывода из богатой руды в голове процесса вкрапленной руды бетона и трудноизмельчаемой пустой породы.
После дробления руда поступает в бункера измельчительно-флотационного цеха. Для достижения необходимой величины руды измельчение осуществляется в шаровых мельницах рудных и песковых. Разгрузка рудных мельниц производится на классификатор пески которого возвращаются на доизмельчение в рудную мельницу. Сливы от классификатора проходят контрольную классификацию в гидроциклоне пески которого направляются на доизмельчение в песковую мельницу а слив направляется в отделение сгущения. Сгущенный продукт насосами подается на флотомашины где руда разделяется на медный и никелевый концентрат а также хвосты.
Целью флотационного процесса обогащения является разделение компонентов измельченного полезного ископаемого на основе их различной способ-
ности удерживаться на границе раздела двух фаз “вода - воздух”. При флотации имеет большое значение скорость смачивания водой то есть вытеснение водой воздуха с поверхности отдельных минералов. Для осуществления процессов флотации необходимо искусственно снизить смачиваемость тех минералов которые предполагается вывести в пенный продукт. Для улучшения или ухудшения смачиваемости минералов применяются флотационные реагенты определенной концентрации. Приготовление растворов реагентов на обогатительной фабрике осуществляется в реагентном отделении.
Полученные медный и никелевый концентраты подают на Медный и Надеждинский заводы гидротранспортом. Отвальные хвосты поступают в хвостохранилище “Лебяжье ”.
Никелевый концентрат поступающий из измельчительно-флотационного цеха предварительно обезвоживается. Перекачивание продуктов по трубопроводам производится песковыми насосами.
3. Краткая характеристика электроснабжения цеха
Линии 110 кВ через разъединители и отделители подключаются к трансформатору ТРДН-40000110 (ГПП-40). От трансформаторов ГПП-40 напряжение подается на сборные шины 6 кВ РП-1Т РП-2Т. От шин РП-1Т РП-2Т получают питание следующее электооборудование :
а) РП-3 РП-4 (отделение сгущения). От них запитаны высоковольтные асинхронные двигатели кВт служащие для привода технологических насосов а также несколько КТП служащих для питания низковольтной нагрузки.
б) РП-5 (дробильный цех). От РП-5 питаются асинхронные двигатели кВт служащие для привода дробилок и конвейеров.
в) РП-7 (насосная станция оборотной воды). От РП-7 запитаны высоковольтные асинхронные двигатели кВт служащие для привода технологических насосов и ряд КТП.
Кроме того непосредственно от шин РП-1Т РП-2Т получают питание синхронные двигатели кВт служащие для привода шаровых мельниц асинхронные двигатели кВт служащие для привода технологических насосов а также десять КТП от которых запитывается низковольтное оборудование на измельчительном флотационном и сгустительном отделениях (конвейера классификаторы флотомашины сгустителя и т.д.).
4. Характеристика производственной среды
НПР характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 30-34°С.
Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать до -37°С (январь 1974 года). Анализ метеорологических данных показывает что для районов Таймырского региона годовая амплитуда колебаний температур может достигать 80-100°С. Среднемноголетняя минимальная температура за 21 год наблюдений равна -47 -49°С. Сезонные колебания естественной освещенности находятся в пределах от 2 до 24 часов в сутки.
Климат НПР отличается также сильными ветрами резко меняющимися по скорости и по направлению снежными заносами вызываемыми не столько снегопадами сколько переносом снега ветром. Порывы ветра могут достигать 40-45 мс. В декабре январе и марте количество дней с сильными ветрами может доходить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму составляет 36% (2049 часов) календарного времени а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) составляет двое-трое суток наибольшая непрерывная продолжительность одной метели — 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября и сходит в конце мая — начале июня.
В соответствии с данными по толщине стенки гололеда районе НПР относится ко II группе для низменной и IV для гористой местности. Район по скоростным напорам ветра для Норильска III следовательно повторяемость 1 раз в 10 лет максимально более 29 мс. Норильский промышленный район находится в регионе с редкой пляской проводов (повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет). Среднегодовая продолжительность гроз невелика - от 10 - 20 часов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
1. Основные характеристики электрических нагрузок
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По назначению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии группа приемников цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок.
2. Классификация методов расчета электрических нагрузок
В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок которые подразделяются на основные и вспомогательные.
В первую группу входят методы расчета по:
установленной мощности и коэффициенту спроса;
средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);
средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;
средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм).
Вторая группа включает в себя методы расчета по:
удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;
удельной нагрузке на единицу производственной площади.
Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. При проведении укрупненных расчетов пользуются методами базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников – отделения цеха корпуса. Методы основанные на использовании данных о единичных приемниках относят к наиболее точным.
3. Расчет электрических нагрузок
На стадии проектирования целесообразно определять электрические нагрузки методом коэффициента спроса.
Для того чтобы использовать данный метод необходимо знать установленную мощность группы электроприемников и коэффициенты мощности и спроса данной группы определяемой по справочным материалам [3].
4. Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок производим методом коэффициента спроса. Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам:
где - соответствует данной группы приемников.
Расчетная активная нагрузка от двигателей 10 кВ определяется по выражению:
где PНОМ – номинальная активная мощность;
KC коэффициент спроса;
n – число двигателей.
Расчетная реактивная нагрузка от двигателей 10 кВ определяется по формуле (2.2)
Для трансформаторных подстанций активная нагрузка определяется по формуле:
где SН – номинальная мощность ТП кВА;
- коэффициент мощности.
Расчетная реактивная нагрузка для трансформаторных подстанций определяется по формуле (2.2).
Результаты расчетов электрических нагрузок сводим в таблицу 2.1.
Расчет электрических нагрузок
5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов выполним по удельной плотности sН нагрузки:
где SР – расчетная нагрузка цеха;
При плотности нагрузки напряжением 380 В более 03 кВ×Ам2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600 кВ×А или 2500 кВ×А. При преобладании нагрузок II категории для однотрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем напряжении
Принимаем к установке трансформаторы мощностью SНТ = 1600 кВ×А и коэффициентом загрузки КЗ =08.
Минимальное число цеховых трансформаторов Nmin одинаковой мощности SНТ предназначенных для питания технологически связанных нагрузок определим по формуле:
КЗопт - оптимальный коэффициент загрузки (КЗ.опт. = 08);
DN – добавка до ближайшего числа.
5.1. Для ТП-1 и ТП-2:
Экономически оптимальное число трансформаторов Nопт отличается от Nmin на величину m:
где m = 0 – дополнительно установленные трансформаторы определяется по кривым приведенным в [1 106].
Принимаем число цеховых трансформаторов N = 4.
5.2. Для ТП-3 и ТП-4:
Аналогично по формуле (2.7) экономически оптимальное число трансформаторов:
Проведем расчет электрических нагрузок (по формулам (2.1-2.3)) с учетом выбранного количества цеховых трансформаторов и их мощности.
6. Расчет компенсирующих устройств
Одним из основных вопросов решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий является вопрос о компенсации реактивной мощности.
Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения обусловленные загрузкой их реактивной мощностью и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.
Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятия.
Комплектные устройства выбираем для режима наибольшего потребления реактивной мощности в сети проектируемой установки. Тип мощность место установки и режим работы КУ должны обеспечивать минимум потерь активной мощности в узле нагрузки при соблюдении технических условии в частности уровня напряжения на шинах ГПП и статической устойчивости электроприемников.
7. Компенсация реактивной мощности на стороне 038 кВ
К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Сети напряжением 04 кВ электрически более удалены от источников питания поэтому передача реактивной мощности в сети низкого напряжения требует увеличения сечения проводов и кабелей повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты обусловленные перечисленными факторами можно уменьшить или даже устранить если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети 04 кВ.
Потребителями реактивной мощности в низковольтная нагрузка получающая питание через цеховые трансформаторы (вентиляторы освещение насосы и т.д.)
Для проектирования СЭС примем что всё электрооборудование представленное на схеме установлено в одном цехе. Тогда ЦП будут осуществлять питание технологического оборудования цеха на напряжение 038 кВ. Общее количество трансформаторов на ЦП N=8
Суммарная расчетная мощность конденсаторных батарей низкого напряжения цеховых КТП составит:
где QНК1 – суммарная мощность конденсаторных батарей;
QНК2 – дополнительная мощность конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах и сети напряжением 10 кВ;
N – число трансформаторов в группе.
Для двухступенчатой схемы:
где КР – расчетный коэффициент зависящий от количества рабочих смен и схемы питания ЦП;
К1=15 – удельный коэффициент потерь.
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передать через все 8 трансформаторов:
Суммарная мощность конденсаторных батарей:
Дополнительная мощность конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах:
Тогда суммарная расчетная мощность QНК конденсаторных батарей низкого напряжения составит:
Суммарную расчётную мощность распределяем равномерно по секциям ТП.
Принимаем к установке: 8 ККУ типа УКМ - 038 – 250 –50 У3.
Всего: QНКф = 2000 квар.
После компенсации реактивной мощности на стороне 04 кВ расчет электрических нагрузок имеет вид.
Из таблицы 2.3. видно что после КРМ снизилось потребление реактивной мощности с 25568 квар до 5568 квар.
7. Компенсация реактивной мощности на стороне 10 кВ
Расчетная реактивная нагрузка в сети 10 кВ:
где cosj2 = 093 – желаемый коэффициент мощности энергосистемы.
Полученная реактивная мощность должна быть снижена за счёт снижения токов возбуждения СД.
8. Показатели качества электроэнергии
Непрерывный процесс интенсификации производства на основе внедрения энергоемких нелинейных и несимметричных приемников электроэнергии приводит к неблагоприятному влиянию работы таких потребителей на качество электрической энергии.
Под качеством электроэнергии понимают совокупность её свойств обуславливающих пригодность электроэнергии для нормальной работы приемников электроэнергии в соответствии с их назначением при расчетной работоспособности.
Показатели качества электрической энергии подразделяются на основные и дополнительные. Основные показатели качества электроэнергии дают качественную характеристику свойств электрической энергии дополнительные – выражают формы записи основных показатели качества электроэнергии используемых в различных нормативно-технических документах.
К основным показателям качества электроэнергии относят: отклонение напряжения размах изменения напряжения дозу колебаний напряжения (является интегральной характеристикой колебаний напряжения вызывающей у человека накапливающееся за установленный период времени раздражающее мигание света; в действующих электрических сетях этот показатель вводится по мере их оснащения соответствующими измерительными приборами) коэффициент несинусоидальности кривой напряжения коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения коэффициент обратной последовательности напряжения коэффициент нулевой последовательности напряжения отклонение частоты длительность провала напряжения импульсное напряжение.
К дополнительным показателям качества электроэнергии относят: коэффициент амплитудной модуляции коэффициент небаланса междуфазных напряжений коэффициент небаланса фазных напряжений.
Для количественной характеристики свойств электроэнергии применительно к определенным условиям ее производства передачи и потребления установлены следующие показатели:
при питании от электрических сетей однофазного тока: отклонение частоты отклонение напряжения размах колебаний напряжения коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
при питании от электрических сетей трехфазного тока: отклонение частоты отклонение напряжения размах колебаний частоты размах колебаний напряжения коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения коэффициент обратной последовательности напряжения;
при питании от электрических сетей постоянного тока: отклонение напряжения размах колебаний напряжения коэффициент пульсации напряжения.
Предельные допустимые значения показателей качества электроэнергии нормированы ГОСТ 13109-97.
Для определения допустимых значений некоторых из основных показателей качества электроэнергии используют вспомогательные параметры: частоту изменения напряжения интервал между изменениями напряжения глубину провала напряжения интенсивность провала напряжения длительность импульса по уровню 05 его амплитуды.
В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от 05 Гц до 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 часов.
В аварийных режимах допускается кратковременный выход показателей качества электроэнергии за допустимые пределы: снижение напряжения до нулевого уровня и отклонение частоты от ± 5 Гц с последующим их восстановлением до значений в послеаварийных режимах.
Контроль качества электрической энергии осуществляется в точках электрических сетей и на входе приемников электрической энергии. В настоящее время промышленностью выпускаются специальные средства для измерения показателей качества электроэнергии: приборы типа Ф4330 Ф43204 Ф43250 Ф43401.
По разным показателям качества электроэнергии устанавливаются различная периодичность и длительность измерения однако длительность измерения должна быть не менее 1 суток. Соответствие показателей качества электроэнергии допустимым значениям сравнивают по результатам измерений за каждые сутки отдельно.
При выходе показателей качества за установленные пределы увеличивается расход и потери электроэнергии в системах электроснабжения снижается уровень надежности работы электрооборудования возникают нарушения технологических процессов и снижается выпуск продукции.
Батареи конденсаторов обладают одинаковым сопротивлением токам прямой и обратной последовательности однако для высших гармонических составляющих их сопротивление падает пропорционально частоте что приводит к перегрузке по току.
Ухудшение показателей качества электроэнергии как правило обусловлено взаимным влиянием рабочих режимов отдельных видов электрооборудования друг на друга. Если приемники электроэнергии не оказывают влияния друг на друга то в таких случаях говорят об их электромагнитной совместимости под которой понимают свойство приемников не ухудшать своих качественных показателей и не снижать эффективности работы при совместном питании от общей сети.
9. Размещение ГПП и РП на территории объекта электроснабжения
Подстанция (ГПП ТП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения предприятия. Следовательно правильное размещение подстанции является основой рационального построения схемы распределения электроэнергии. Месторасположение подстанции выбирается таким образом чтобы ТП располагались по возможности ближе к центру питаемых ими групп нагрузок так как при этом уменьшаются потери электроэнергии в сетях и расход проводов и кабельных линий.
10. Определение центра электрических нагрузок
С целью определения места расположения ГПП при проектировании строим картограмму и определяем центр электрических нагрузок (ЦЭН). Расположение источника питания в центре электрических нагрузок является по затратам наиболее выгодным. Согласно ситуационному плану координаты центра электрических нагрузок определяются как [Кудрин 174]:
Xi Yi – центр электрических нагрузок i-го электроприемника.
Реально положение РП или ГПП принимаются с учётом застройки генплана цеха производственными элементами и расположением коммуникаций. Размеры ГПП с учётом ограждений принимаются равными 50х50м.
Радиус окружности соответствующий расчетной активной нагрузке определяем из выражения:
где расчетная активная нагрузка кВт;
масштаб площади круга.
1. Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения
Комплекс основных вопросов при проектировании систем электро-снабжения промышленных предприятий наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы поскольку последним определяются параметры ЛЭП и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей а следовательно размеры капитальных вложений расход материалов и потери электроэнергии.
Наиболее выгодное напряжение для питания ГПП от энергосистемы определяется по формуле Г.А. Илларионова [5]:
где l = 18 км – длина питающей линии.
Окончательно исходя из вариантов выбора напряжения принимаем напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки в нормальном режиме работы с учетом компенсации реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) 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.
Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности принимаем к установке 2 трансформатора. Номинальная мощность трансформаторов определяется по условию:
где - коэффициент загрузки для трансформаторов ГПП.
По полученной нагрузке ГПП намечаем два варианта мощности трансформаторов.
Первый вариант: два трансформатора мощностью по 16000 кВ×А. В нормальном режиме трансформаторы работают с неполной загрузкой. Тогда коэффициент их загрузки будет равен:
В аварийных условиях при отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку:
Такая перегрузка трансформатора недопустима.
Второй вариант: два трансформатора по 16000 кВ×А. Коэффициент загрузки в этом случае будет равен:
В аварийных условиях:
Дополнительно к выше сказанному нужно отметить что допускается перегружать трансформатор в номинальном режиме не более 30% а в аварийном не более 40%.
По полученной мощности выбираем значения стандартных мощностей трансформаторов ближайших к полученному значению.
Выбираем два типа трансформаторов с РПН:
) ТДН-10000110: Pхх = 14 кВт; Pкз = 58 кВт; Uкз = 105 %; Iхх = 09 [2]
) ТДН-16000110: Pхх = 18 кВт; Pкз = 85 кВт; Uкз = 105 %; Iхх = 07 [2]
Определим потери активной мощности в трансформаторах.
ΔQкз = Sтр · Uк 100; (3.5)
ΔQх = Sтр · Iх 100; (3.6)
Рк = Ркз + Кип · ΔQкз; (3.7)
Рх = Рхх + Кип · ΔQх; (3.8)
Р =2 Рх + 2К2з · Рк. (3.9)
Потери энергии определим по формуле:
где tпрод I – число часов в году.
ΔQкз = 10000 · 105100 = 1050 квар ;
ΔQх = 10000 · 09100 = 90 квар ;
Рк = 58 + 005 · 1050 = 1105 кВт;
Рх = 14 + 005 · 90 = 185 кВт ;
Р = 2185 + 20682 · 1105 = 1392 кВт ;
W1 = 76 · 8760 =1219308 кВтч.
Аналогично произведём расчёт для второго трансформатора
Сводим расчеты по определению потерь мощности и энергии в табл.3.1.
Определение потерь мощности и энергии трансформаторов
Произведем расчет экономической целесообразности установки того или иного трансформатора:
Подсчитаем годовые эксплуатационные расходы трансформатора
З = Ен · К + СS ; (3.11)
где К – капитальные вложения (стоимость трансформаторов);
Ен = 1Ток = 015 (Ток – срок окупаемости);
СS = Сп + Са + Сто где Са – амортизационные отчисления (64% от К);
Сто – затраты на техобслуживание (3% от К);
Сп – стоимость потерь равная С0 · WS (С0 = 18 коп · кВтч).
Капитальные затраты:
К1 = 2 · К25 = 2 · 40 = 80 тыс.руб. где К25 = 40 тыс. руб. [2]
Годовые амортизационные расходы:
Са = 2 · 64 · 40100 = 512 тыс. руб.
Сп = 018 · 1219308= 2195 тыс. руб.
Годовые затраты на техобслуживание:
Сто = 2 · 3 · 40100 = 24 тыс. руб.
З = 2 · 015 · 40 + 512 + 24 +2195 = 23902 тыс. руб.
Подсчитаем годовые эксплуатационные расходы трансформатора
К2 = 2 · К16 = 2 · 48 = 96 тыс.руб.
Са = 64 · 96100 = 6144 тыс. руб.
Сп = 018 · 935771= 16844 тыс. руб.
Сто = 3 · 96100 = 288 тыс.руб.
З = 2015 · 48 + 6144 + 288 +16844 = 1918 тыс. руб.
Сравниваемые варианты по затратам отличаются на 20% их можно считать равноценными поэтому выбираем трансформатор ТДН-16000110.
3. Проектирование схемы электроснабжения ИФЦ
При выборе схемы электроснабжения цеха учитываем надёжность экономичность и качество электроэнергии в сети. В соответствии с экономичностью принимаем магистральную (в две линии) схему электроснабжения цеховых ТП.
В связи с тем что большое количество трансформаторных подстанций удалено от ГПП принимаем решение применить распределительный пункт РП. Асинхронные двигатели запитаем от шин ГПП.
Надёжность в соответствии с ПУЭ [1] предусматривается в нашем случае двумя независимыми источниками питания. Выбираем двухсекционную подстанцию оборудованную системой АВР. Схема электроснабжения изображена на рисунке 3.1.
Рис. 3.1. Схема электроснабжения ИФЦ
4. Общие требования к конструкции закрытых распределительных устройств
Электрооборудование токоведущие части изоляторы крепления ограждения несущие конструкции изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом чтобы:
) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия нагрев электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю а также причинить вред обслуживающему персоналу;
) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений обусловленных действием КЗ;
) при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;
) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.
Строительные конструкции находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50 °С и выше; недоступные для прикосновения - до 70 °С и выше.
Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено» «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя не допускается.
Ошиновка ЗРУ должна выполняться как правило из алюминиевых сталеалюминиевых и стальных проводов полос труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения. А Обозначение фаз электрооборудования и ошиновки РУ и подстанций должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ[1].
Распределительные устройства 10 кВ должны быть оборудованы оперативной блокировкой исключающей возможность:
- включения выключателей разъединителей на заземляющие ножи;
- включения заземляющих ножей на ошиновку не отделенную разъединителями от ошиновки находящейся под напряжением;
- отключения и включения разъединителями тока нагрузки если это не предусмотрено конструкцией аппарата.
На заземляющих ножах линейных разъединителей со стороны линии допускается устанавливать только механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении.
Для ЗРУ с простыми схемами электрических соединений рекомендуется применять механическую (ключевую) оперативную блокировку а во всех остальных случаях - электромагнитную. Приводы разъединителей доступные для посторонних лиц должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.
ЗРУ 10 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки как правило без применения переносных заземлений.
Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
В местах в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.
При наличии трансформаторов напряжения заземление сборных шин должно осуществляться как правило заземляющими ножами разъединителей трансформаторов напряжения.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов установленных внутри здания - 19 м; сетки должны иметь отверстия размером не менее 10х10 мм и не более 25 х 25 мм а также приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений в ЗРУ должна располагаться на уровне пола.
Внешние ограждения должны выполняться в соответствии с требованиями приведенными ПУЭ [l].
Электропроводка цепей защиты измерения сигнализации и освещения проложенная по электротехническим устройствам с масляным наполнением должна быть выполнена проводами с маслостойкой изоляцией.
ЗРУ должны быть оборудованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание.
ЗРУ должны быть обеспечены телефонной связью в соответствии с принятой системой обслуживания.
Компоновка и конструктивное выполнение ЗРУ должны предусматривать возможность применения механизмов в том числе специальных для производства монтажных и ремонтных работ.
Металлические конструкции ЗРУ а также подземные части металлических и железобетонных конструкций должны быть защищены от коррозии.
5. Компоновка распределительных устройств 110 кВ
Закрытые распределительные устройства имеют ряд преимуществ перед открытыми РУ 110 кВ:
- повышается надежность электроснабжения промышленных предприятий;
- сокращается занимаемая внутризаводская территория;
- уменьшается протяженность внешних кабельных сетей при максимальном приближении РП к центру нагрузок;
- сокращается количество силовых и контрольных кабелей внутриподстанционной разводки в результате компактного расположения оборудования и уменьшения площади;
- улучшаются условия эксплуатации и ремонта.
Здания и помещения закрытого распределительного должны выполняться I или II степени огнестойкости по противопожарным требованиям согласно СНиП. Все ЗРУ при наличии загрязненной наружной атмосферы оборудуются системами вентиляции.
Протяженные коридоры управления делятся несгораемыми перегородками на отсеки длиной не более 60 м.
Аппараты у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем пола на высоте 2200 мм и более разрешается не ограждать.
Расстояния в свету между голыми токоведущими частями разных фаз заземленных конструкций и ограждений а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее значений приведенных в таблице 3.2.
На трубах и шинах необходимо устанавливать компенсаторы а также принимать меры против их вибрации.
Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать безопасное удобное обслуживание установки и перемещение оборудования расстояние в свету между ограждениями должно составлять не менее 1 м при одностороннем и 12 м при двустороннем расположении оборудования. В коридоре управления где находятся приводы выключателей или разъединителей указанные размеры должны быть увеличены соответственно до 15 и 2 м. При длине коридора до 7 м допускается уменьшение ширины коридора при двустороннем обслуживании до 18 м. Местное сужение коридора обслуживания конструкциями не более чем на 02 м.
Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных
элементов ЗРУ 110 кВ
Наименование расстояния
Изоляционное расстояние мм
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных ограждений
От токоведущих частей до сетчатых ограждений
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей
От неогражденных токоведущих частей до пола
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Число выходов из помещения РУ должно выполняться в соответствии со следующим:
при длине РУ 7-60 м - два выхода по его концам; допускается располагать выходы из помещения РУ на расстоянии до 7 м от его торцов; при длине распределительного устройства более 60 м кроме выходов по концам его должны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания или управления до выхода из помещения было не более 30 м.
Кабельные помещения и каждый их отсек должны как правило иметь не менее двух выходов. Один выход допускается устраивать в кабельных этажах полуэтажах в том числе подвальных площадью до 300 м2 при условии что расстояние (длина пути) до выхода на лестничную клетку или до лестницы к люку не превысит 25 м. Выходы из кабельных этажей должны размещаться таким образом чтобы не было тупиков длиной более 25 м и длина пути от любого наиболее удаленного возможного места нахождения обслуживающего персонала до ближайшего выхода не превышала 75 м.
Высоту подвала (до низа ребер плит перекрытия) следует принимать кратной 06 м. Кабельные подвалы следует принимать высотой не менее 3 м.
Высота (в свету) проходов подвала в местах прохода обслуживающего персонала должна быть не менее 18 м. Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки открываемые без ключа с внутренней стороны помещения РУ. Полы помещений подстанций по всей площади каждого этажа выполняются на одной отметке. Конструкция полов должна исключать возможность образования цементной пыли. Уровень пола в помещениях первого этажа должен быть выше нулевой отметки не менее чем на 02 м. Устройство порогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах не допускается.
Окна в ЗРУ должны быть неоткрывающимися. Окно первого этажа защищают сетками с размером ячеек 25 х 25 мм. Помещения РУ подстанций могут быть без окон. Устройство световых фонарей не допускается.
Проемы в междуэтажных перекрытиях стенах перегородках и т. п. должны быть заделаны несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 075 ч. Прочие отверстия и проемы в наружных стенах должны быть защищены сетками или решетками с ячейками размером 15х15 мм при этом сетки должны находиться на высоте не менее 05 м от земли. Отверстия в местах прохождения кабелей должны иметь уплотнения с пределом огнестойкости 075 ч. Перекрытия кабельных каналов должны быть выполнены из железобетона или других материалов соответствующей огнестойкости и прочности в уровень с чистым полом помещения.отдельной плиты перекрытия должна быть не более 50 кг.
6. Требования к размерам распределительных устройств 10 кВ
При установке КРУ в отдельных помещениях ширина прохода по фасаду должна определяться исходя из следующих условий: для двухрядного исполнения - длина тележки КРУ плюс не менее 08 м.
Сужение прохода напротив выкатываемых тележек не допускается. При наличии прохода с задней стороны КРУ (двустороннее обслуживание для их осмотра) ширина его должна быть не менее 08 м; допускаются отдельные местные сужения не более чем на 02 м.
Высота помещения должна быть не менее высоты КРУ считая от выступающих частей шкафов плюс 08 м до потолка и 03 м до балок. Это требование не распространяется на короба шинных перемычек связывающих шкафы КРУ и на вводные питающие закрытые токопроводы.
Расстояния в свету между голыми токоведущими частями разных фаз заземленных конструкций и ограждений а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее значений приведенных в таблице 3.3.
7. Общие сведения по КРУ серии К-63
Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока промышленной частоты. КРУ состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке и поставляемых блоками в полностью смонтированном виде со всей аппаратурой и всеми соединениями главных и вспомогательных цепей.
Взаимозаменяемость блоков КРУ значительно уменьшает сроки и стоимость монтажных и пусконаладочных работ. В КРУ выключатели измерительные трансформаторы напряжения и разрядники устанавливаются на выкатных тележках шкафов.
В дипломном проекте будем применять КРУ серии К-63.
Основные параметры КРУ серии К-63 приводим в таблице 3.4.
Технические параметры КРУ серии К-63
Наименование параметра
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения выключателя встроенного в КРУ кА
Ток термической стойкости при времени протекания 3 с кА
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУ кА
В КРУ серии К-63 применяются:
вакуумные выключатели типов ВВЭ-10 ВВП-10 ВБЭК-10 ВВTEL-10 ВБЧЭ-10 ВБПВ-10;
элегазовые выключатели типов LF-1 LF-2;
маломасляные выключатели типов ВК-10 ВКЭ-10.
8. Молниезащита и заземление ГПП
Здания ЗРУ следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20 [1].
Защиту зданий ЗРУ имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли следует выполнять заземлением этих покрытий (конструкции). Для защиты зданий ЗРУ крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий либо несущих конструкций или не может быть заземлена следует устанавливать стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки непосредственно на крыше зданий.
Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии электромагнитной и электростатической индукции и заноса высоких потенциалов в здание предусматриваем следующие мероприятия:
для защиты от потенциалов возникающих в результате электростатической индукции надежно заземляем все проводящие элементы объекта а также оборудование и коммуникации внутри объекта;
для защиты от искрения вызываемого электромагнитной индукцией все параллельно расположенные металлические коммуникации соединяем металлическими перемычками;
для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов должны быть удалены на нормируемое расстояние от заземляющего контура защиты от вторичных воздействий и подземных коммуникаций объекта.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1. Общие сведения о коротких замыканиях
Коротким замыканием (КЗ) называется замыкание при котором токи в ветвях электроустановки примыкающих к месту его возникновения резко возрастают превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.
Замыканием (3) называется всякое случайное или преднамеренное не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей.
Электрическое соединение фаз на землю в глухозаземленных сетях напряжением 038 - 066 кВ а также 110 кВ и выше обычно называется КЗ на землю.
Электрическое соединение одной фазы с землей в сетях с изолированной нейтралью напряжением 6 -10-35 кВ называется замыканием с землей.
В месте КЗ обычно возникает электрическая дуга. В ряде случаев переходным сопротивлением дуги можно пренебречь тогда КЗ называется металлическим или глухим.
При КЗ в СЭС сопротивление электрической цепи уменьшается что приводит к увеличению токов по сравнению с токами нормального режима. В случае трехфазного КЗ напряжение в точке повреждения равно нулю. Ток короткого замыкания (ТКЗ) отключаемый устройствами релейной защиты существует в СЭС в течение 05 - 5 с.
Чаще всего КЗ возникают при:
) нарушении изоляции токоведущих частей происходящем в результате старения или износа изоляции перенапряжений плохого ухода за оборудованием механических повреждений;
) создании преднамеренных КЗ на подстанциях с упрощенными схемами при помощи короткозамыкателей;
) неправильных действий обслуживающего персонала. Как правило до 50 - 70 % всех КЗ возникает по вине обслуживающего персонала.
Наибольшая частота возникновения КЗ приходится на ЛЭП - 47 % на электрическую часть электростанций - 19 % цепи собственных нужд электростанций - 26 % другие элементы системы - около 8 %.
2. Виды коротких замыканий
В зависимости от режима нейтрали сетей СЭС могут возникать различные виды КЗ. Рассмотрим определения основных видов КЗ.
КЗ на землю в электроустановке - короткое замыкание обусловленное соединением с землей какого-либо ее элемента.
КЗ с землей - короткое замыкание в электроустановке сопровождающееся контактированием точки КЗ с землей.
Трехфазное КЗ - короткое замыкание между тремя фазами в трехфазной СЭС.
Трехфазное КЗ на землю - короткое замыкание на землю в трехфазной СЭС с глухо или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов при котором с землей соединяются три фазы.
Трехфазное КЗ с землей - трехфазное короткое замыкание в трехфазной СЭС с незаземленной или резонансно-заземленными нейтралями силовых элементов сопровождающееся контактированием точки КЗ с землей.
Двухфазное КЗ - короткое замыкание между двумя фазами в трехфазной СЭС.
Двухфазное КЗ на землю - короткое замыкание в трехфазной СЭС с глухо или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов при котором с землей соединяются две фазы.
Двухфазное КЗ с землей - двухфазное короткое замыкание в трехфазной СЭС с незаземленными или резонансно-заземленными нейтралями силовых элементов сопровождающееся контактированием точки КЗ с землей.
Двойное КЗ на землю - совокупность двух однофазных коротких замыканий на землю в различных но электрически связанных частях электроустановки. Однофазное КЗ - короткое замыкание на землю в трехфазной СЭС с глухо или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов при котором с землей соединяется только одна фаза.
3. Последствия коротких замыканий
КЗ сопровождаются увеличением тока в поврежденных фазах что вызывает различные последствия:
) ухудшение показателей качества электроэнергии - снижение напряжения на зажимах электроприемников уменьшение частоты несимметрия фазных напряжений сети изменение синусоидальности формы кривой напряжения и тока провалы питающего напряжения;
) термическое действие - недопустимый нагрев проводников и электрооборудования током превышающим номинальное значение в 10 - 15 раз ускоряет их старение разрушает изоляцию вызывает сваривание и выгорание контактов потерю механической прочности;
) электродинамическое воздействие - сила действующая на токоведущие части приводит к разрушению изоляции механическим повреждениям и деформациям;
) влияние на линии связи устройства релейной защиты автоматики и телемеханики - наведение ЭДС в соседних линиях вызывает ложные срабатывания аппаратуры и приводит к отключению нормально работающих электроустановок;
) ухудшение электробезопасности - появление опасного потенциала на электропроводящих частях электроустановок;
) появление возможности пожаро- и взрывоопасности перегрев токоведущих частей и электрическая дуга могут привести к воспламенению горючих изоляционных материалов и взрывоопасных смесей;
) нарушение устойчивости работы элементов СЭС в результате резкого снижения напряжения - опрокидывание двигателей механический момент на валах которых зависит от квадрата величины напряжения.
Наиболее опасные последствия проявляются обычно в элементах СЭС прилегающих к месту КЗ. КЗ на удаленных участках СЭС или за силовыми трансформаторами воспринимается генераторами как некоторое повышение нагрузки а сильное снижение напряжения происходит только вблизи места КЗ. В точке трехфазного КЗ напряжение равно нулю.
4. Порядок расчета токов короткого замыкания
Расчет ТКЗ при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:
) для рассматриваемой СЭС составить расчетную схему;
) по расчетной схеме составить схему замещения;
) путем последовательного преобразования упростить схему замещения;
) по закону Ома определить начальное (сверхпереходное) значение периодической составляющей ТКЗ;
) определить апериодические составляющие ТКЗ для каждой ветви схемы или найти эквивалентное значение;
) рассчитать ударный ТКЗ и его действующее значение.
5. Составление схем замещения
Схема замещения по исходным данным соответствует расчетной схеме. В ней все трансформаторные связи заменены электрическими а каждый элемент расчетной схемы заменен соответствующим сопротивлением. На расчетной схеме намечаются точки КЗ. Затем для каждой точки составляется отдельная схема замещения.
При упрощении схемы замещения следует придерживаться определенной последовательности операций.
Преобразование схемы замещения выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ.
Каждому сопротивлению схемы замещения присваивается определенный номер или индекс которые сохраняются до конца расчета.
Преобразование схемы замещения к наиболее простому виду сводится к тому чтобы каждый источник питания был связан с местом КЗ через одно результирующее сопротивление.
Считается что ток подпитки от электродвигателей возникает при непосредственном трехфазном КЗ на их зажимах (напряженние ).
Допускается не учитывать электродвигатели если они отделены от места КЗ одной или несколькими ступенями трансформации.
Полученная путем окончательного преобразования схема замещения содержит несколько генерирующих ветвей например питающихся от: системы ТЭЦ асинхронных и асинхронных двигателей комплексной нагрузки.
6. Методы преобразования схем замещения
Для практических расчетов наиболее часто используются следующие методы преобразования схем замещения:
) замена нескольких сопротивлений соединенных последовательно или параллельно одним эквивалентным;
) преобразование сопротивлений в эквивалентные треугольник или звезду;
) преобразование многолучевой звезды в многоугольник с диагоналями;
) замена нескольких источников питания эквивалентным;
) совмещение точек одинакового потенциала;
) использование метода коэффициентов токораспределения.
В практике преобразования сложных схем замещения часто встречается симметрия схемы относительно места КЗ или какого-либо участка схемы относительно некоторой точки.
Использование таких исходных данных позволяет применить простой но эффективный метод преобразования.
Метод преобразования заключается в объединении точек одного потенциала. Дальнейшее преобразование полученной схемы значительно упрощается.
7. Расчет токов короткого замыкания
Расчет ТКЗ осуществляем в соответствии с порядком вычисления изложенным в п. 4.4.
Расчет токов КЗ используется для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ выбора установок и возможного действия релейной защиты и автоматики определения влияния токов нулевой последовательности воздушных линий (ВЛ) на линии связи для выбора заземляющих устройств.
Расчет периодической составляющей тока КЗ проводится без учета активного сопротивления элементов схемы если активное сопротивление не превышает 30% индуктивного сопротивления до точки КЗ. При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:
Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов в системе;
Ток намагничивания трансформаторов;
Насыщение магнитных систем электрических машин;
Поперечную емкость ВЛ-110 кВ.
Расчет тока КЗ производится в условиях аварийного режима на подстанции (один трансформатор отключен) в этом случае секционный выключатель включен.
Расчет токов короткого замыкания производим в относительных единицах для точек:
К1 – перед трансформатором ГПП
К2 – на шинах секции ГПП
К3 – на шинах трансформатора ЦТП;
8. Расчет параметров схемы замещения
Схема для расчета ТКЗ представлена на рис. 4.1:
Рис. 4.1. Схема для расчета ТКЗ
Произведем расчет параметров схемы замещения.
Принимаем в качестве базисных величин [3]:
Базисная мощность: Sб = 1000 МВА.
Базисное напряжение: Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 105 кВ.
Мощность КЗ: SКЗ.MAX = 36861 МВА; SКЗ.MIN = 10425 МВА.
Iб1 = 502 кА; Iб2 = 5499 кА.
Сопротивление системы:
X*c ma X*c min = 0959.
Сопротивление ЛЭП найдем по формуле:
где Х0 = 042 Омкм – удельное сопротивление линии;
Сопротивление трансформатора ГПП:
Сопротивление кабельных линий:
где Х0 = 008 Омкм – удельное сопротивление линии;
l – длина кабельной линии км
Сопротивление двигателей:
КП =5 – кратность пускового тока АД;
Хd = 16 % - продольное сопротивление СД .
Для расчёта ТКЗ примем ЕС*=1; ЕАД*=09; ЕСД*=11
9. Расчет КЗ в точке К1
Эквивалентная схема замещения для расчета КЗ в К1 представлена на рис. 4.3:
Рис 4.2. Схема замещения для точки К1
Рис. 4.3. Упрощенная схема замещения для точки К1
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
где EC = 10 – начальное значение ЭДС генерирующей ветви
Х*РЕЗ – результирующее индуктивное сопротивление генерирующей ветви
Согласно формуле (5.9.1):
Ударный ток КЗ в точке К1:
где КУ – ударный коэффициент принимается равным 18 [7]
Начальное действующее значение тока КЗ в точке К1:
Двухфазный ток КЗ в точке К1:
Мощность КЗ в точке К1:
Определим ток КЗ в произвольный момент времени.
Синхронные и асинхронные двигатели являются местными источниками питания и учитываются при непосредственной связи с точкой КЗ. Так как точка КЗ К1 отделена уже одной ступенью трансформации от двигателей то их подпитка в схеме замещения не учитывается.
Так как мощность короткого замыкания системы превышает 500 МВА то принимаем установившийся ток КЗ равным трехфазному ТКЗ то есть [7].
Менее мощные источники энергии будут шунтироваться практически нулевым сопротивлением системы. При и (при.) .
Определим однофазный ток КЗ.
Ток однофазного КЗ определяется в сетях с глухо-заземленной нейтралью т.е. в сетях напряжением 038 – 066 кВ 110 кВ и выше. Значит однофазный ТКЗ в данной расчетной работе определяется для точки К1 а для точки К2 К3 К4 К5 однофазный ТКЗ определятся не будет т.к. эти точки находятся в сети с изолированной нейтралью.
Составим схему замещения и определим путь циркуляции токов нулевой последовательности (рис.4.4). Т.к. обмотка ВН трансформатора 11010 кВ соединена в звезду с заземленной нейтралью то образуется два контура подпитки точки КЗ токами нулевой последовательности: от системы и от обмотки ВН трансформатора.
Рис.4.4. Преобразование схемы замещения для расчета тока
нулевой последовательности для точки К1
Сопротивление нулевой последовательности определяем как:
Для ВЛ (двух цепные линии со стальными тросами):
Для трансформатора:
Для нулевой последовательности:
Сопротивления обратной последовательности для элементов СЭС (системы ВЛ трансформаторов) принимают равными сопротивлениям прямой последовательности тогда:
Для прямой и обратной последовательности:
где – коэффициент вида несимметричного КЗ так как рассчитываем однофазный КЗ то n = 1 следовательно т.к. при однофазном КЗ величина ЭДС не увеличивается но через сопротивления все цепи протекает утроен ток нулевой последовательности который создает утроенное падение напряжения.
10. Расчет КЗ в точке К2
Расчет эквивалентных сопротивлений:
Результирующий ток КЗ в точке К2:
IK2max(3)=I1max+ I2+ I3=524+0392+1524 = 7156кА
IK2min(3)=I1min+ I2+ I3=491+0392+1524 =6826 кА.
Величина ударного тока :
Действующее значение ТКЗ:
Ток двухфазного к.з:
11. Расчет тока короткого замыкания в точке К3
Составим схему замещения:
Найдем сопротивления эквивалентной схемы замещения:
Найдем сопротивления упрощенной схемы:
Найдем токи от каждого из источников питания используя коэффициенты токораспределения:
Результирующий ток КЗ в точке К6:
IK3max(3)=I1+ I2 +I3=174+512+164= 85кА
IK3max(3)=I1+ I2 +I3 =174+48+164= 818кА.
Величина ударного тока:
12. Расчет тока короткого замыкания в точке К4
Найдем сопротивления эквивалентной схемы:
Найдем сопротивления упрощенной схемы замещения:
Ток от СД РП (нижняя ветвь):
Результирующий ток КЗ в точке К4:
IK4max(3)=I1+ I2+ I3 =178+521+168=867 кА
IK4min(3)=I1+ I2+ I3 =177+489+168=834 кА.
Величина ударного тока:
13. Расчет тока КЗ для точки К5
IK5max(3)=I1+ I2+ I3 =178+521+168=867 кА
IK5min(3)=I1+ I2+ I3 =177+489+168=834 кА.
Данные расчетов токов КЗ сводим в таблицу 4.1.
Расчет токов короткого замыкани
ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
1. Общие положения по выбору электрооборудования
При выборе аппаратов и проводников для первичных цепей электроустановок должны учитываться:
прочность изоляции необходимая для надежной работы в длительном режиме при кратковременных перенапряжениях;
допустимый нагрев токами в длительных режимах;
стойкость в режиме короткого замыкания;
технико-экономическая целесообразность;
соответствие окружающей среде и роду установки;
достаточная механическая прочность;
допустимые потери напряжения в нормальном и аварийном режимах.
2. Выбор и проверка оборудования
Все элементы РУ электрической станции или подстанции должны надёжно работать в условиях нормальных длительных режимов а также обладать достаточной термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжёлых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов шин кабелей и других элементов РУ очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и кратковременным аварийным режимам.
Основными параметрами оборудования которые должны соответствовать условиям рабочего (длительного) режима являются номинальные ток и напряжение. Номинальное напряжение аппаратов шин кабелей определяет уровень их изоляции который должен соответствовать напряжению установки. Сечение токоведущих частей аппаратов и других элементов РУ выбирается по экономической плотности тока jЭК и по нагреву в рабочем режиме поэтому номинальный ток определённый с учётом этих факторов полностью характеризует пригодность элементов для работы в данных условиях.
При проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость за расчётный вид короткого замыкания принимают трёхфазное короткое замыкание.
Электродинамическая стойкость аппаратов проверяется по наибольшему действующему значению IДИН.Н и амплитуде ImДИН.Н максимально допустимого тока которые помещены в каталогах и характеризуют динамическую стойкость аппаратов. Эти номинальные значения сравнимы с наибольшим действующим значением IУ и амплитудой ударного тока iУ. При этом должны выполнятся условия:
Приведенное время КЗ определяют суммированием апериодической tП(А) и периодической tП(П) составляющих времени тока КЗ:
Фактическое время КЗ (складывается из времени отключения и времени действия РЗА):
где tРЗА = 05 с – время действия основной релейной защиты.
Значение tП(П) определяется по кривым в зависимости от фактического времени КЗ и отношение:
Время апериодической составляющей тока определим по выражению:
Расчетный ток термической стойкости рассчитывается по формуле:
где I – расчетный установившийся ток КЗ;
tП – приведенное время соответствующее полному току КЗ;
tНОМ.Т.С. – время к которому отнесен номинальный ток термической стойкости.
Сквозная мощность при КЗ будет определяться как:
3. Выбор оборудования на напряжение 110 кВ
Рабочий ток Iрасч на стороне 115 кВ выбираем из наиболее неблагоприятного эксплутационного режима. При наличии двух параллельных линий он определяется при отключении одной из них исходя из полной расчетной мощности предприятия.
3.1 Выбор линейного разъединителя
Разъединители и отделители выбирают по конструктивному выполнению роду установки (внутренняя наружная) и номинальным характеристикам: напряжению длительному току стойкости при токах КЗ.
По справочным данным выбираем линейный разъединитель типа РГН.2-1101000 УХЛ1 с приводом ножей ПРГ-6ХЛ1[Никлепаев 271] и номинальными данными которые сведем в таблицу 5.1.
Технические данные разъединителя РГН.2-1101000 УХЛ1
Стойкость при сквозных токах КЗ
Предельный сквозной ток кА
Ток термической стойкости кАдопустимое время его действия с
Проверка разъединителя РГН.2-1101000 УХЛ1
Номинальный длительный ток кА
Ток электродинамической стойкости
Ток термической стойкости кА
3.2 Выбор вводного выключателя
По справочным данным [2] выбираем 2 вводных выключателя типа
ВМТ-110Б-251250 УХЛ1 с номинальными данными:
UНОМ = 110 кВ;UНАИБ.раб. = 126 кВ;IНОМ = 1250 А;
IНОМ.ОТКЛ = 20 кА; IПРЕД.СКВ = 52 кА; IНОМ.ВКЛ = 52 кА;
IТЕРМtтер = 203 кА; tОТК = 006 с;tСОБСТ = 0035 с.
Проверочный расчет для ВМТ-110Б-251250 УХЛ1
iном.дин. ³ iрасч.дин.
Iном.откл. ³ Iр.откл.
Iном.т.с.. ³ Iном.т. с. расч.
Проверяем выбранную аппаратуру на термическую устойчивость.
Для аппаратов должно быть выполнено условие по одному по одному из трех выражений:
где Iн.т.у. – номинальный ток термической устойчивости
tн.т.у. – номинальное время термической устойчивости.
Обе этих величины выбираются по справочным данным.
I – установившийся ток КЗ из расчета в цепи выбираемого аппарата
tп – приведенное время действия тока КЗ и определяется по формуле:
где tп.а.- приведенное время для апериодической слагающей тока КЗ:
tп.п. - приведенное время для периодической слагающей тока КЗ
tп.п.= tоткл.= tв + tр.з.
где tв = 006с – полное время отключения выключателя
tр.з. = 05 - 07с [1] – время действия основной релейной защиты
Тогда tоткл. = 006 + 05 = 056с.
tп = 056 + 005 = 061с.
Iн.т.у. = 25 кА – для выбранного выключателя (по каталогу) > 689кА.
Номинальная мощность отключения:
4. Выбор коммутационных аппаратов на 10 кВ
Найдем расчетные токи отключения для вводных выключателей ГПП
для вводных выключателей РП:
Расчет для секционных выключателей и выключателей отходящих фидеров аналогичен сведем его в таблицу 6.4. вводной выключатель должен выдерживать нагрузку обоих секций секционный же – ток максимально загруженной секции.
Расчетные токи отключения для выбора выключателей
ВВTEL-10-201600 У2 с номинальными данными:
UНОМ = 10 кВ;UНАИБ.раб. = 12 кВ;IНОМ = 1600 А;
IНОМ.ОТКЛ = 20 кА; IПРЕД.СКВ = 52 кА;IНОМ.ВКЛ = 52 кА;
IТЕРМtтерм = 203 кА; tОТК = 0025 с;tСОБСТ = 0015 с.
tв – полное время отключения выключателя с tв = 0025c [1]
tр.з. – время действия основной релейной защиты с tр.з. = 07с [1]
Тогда tоткл.= 07 + 0025 = 0725с
tп = 0099+0725 = 0824 с
Проверочный расчет для вводного выключателя ГПП
Iном.т.у.. ³ Iном.т.у.расч.
ВВTEL-10-1251000 У2 с номинальными данными:
UНОМ = 10 кВ;UНАИБ.раб. = 12 кВ;IНОМ = 1000 А;
IНОМ.ОТКЛ = 125 кА; IПРЕД.СКВ = 32 кА;IНОМ.ВКЛ = 32 кА;
IТЕРМtтерм = 1253 кА; tОТК = 0025 с;tСОБСТ = 0015 с.
tп = 0146+0725 = 0871 с
Проверочный расчет для вводного выключателя РП-1
По справочным данным [2] выбираем выключатель типа
ВВTEL-10-125630 У2 с номинальными данными:
UНОМ = 10 кВ;UНАИБ.раб. = 12 кВ;IНОМ = 630 А;
Проверочный расчет для секционного выключателя ГПП
Проверочный расчет для секционного выключателя РП
4.5. Отходящий фидер на АД 250 кВт
Проверочный расчет для отходящего фидера на АД 250 кВт
4.6. Отходящий фидер на АД 500 кВт
Проверочный расчет для отходящего фидера на АД 500 кВт
4.7. Отходящий фидер на СД 4000 кВт
tп = 0149+0725 = 0874 с
Проверочный расчет для отходящего фидера на СД 4000 кВт
4.8. Отходящий фидер на ТП
Проверочный расчет для отходящего фидера на ТП
«» - дробь показывает величины токов для ГППРП так как трансформаторы одинаковой мощности запитаны с разных РП.
5. Выбор ОПН измерительных ТТ и ТН на стороне 110 кВ
Для защиты изоляции от перенапряжении подстанционного оборудования устанавливаем ограничители перенапряжения (ОПН) типа ОПН-УTEL – 11077 [6] с номинальными данными которые сведем в табл.5.13.
Технические данные ОПН-УTEL – 11077
Класс напряжения сети кВ
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение кВ
Номинальный разрядный ток при импульсе 820мкс кА
Остающееся напряжение на ОПН-У не более кВ
Максимальная амплитуда импульса тока 410 мкс кА
Данный тип ОПН предназначен для защиты трансформаторов электрооборудования распредустройств и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях напряжения 110 кВ переменного тока частоты 48 – 62 Гц с заземленной нейтралью. Данный тип ОПН применяется для наружной и внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от –600С до +400С на высоте не более 2000 над уровнем моря (УХЛ по ГОСТ-15150). Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 500 Н от натяжения провода в направлении перпендикулярном вертикальной оси.
В системах 110 кВ в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ОПН-УTEL к нулевой точке трансформатора параллельно с заземлителем типа ЗОН-110.
Принимаем: ЗОН–110М с номинальными данными сведенными в табл.5.14.
Технические данные ЗОН-110М-IУХЛ1
На стороне 110 кВ выбираем трансформаторы тока (ТТ) встроенный в трансформатор типа ТВТ110-I-1005 с номинальными данными сведенными в табл.5.15.
Технические данные ТВТ110-I-1005
Номинальное напряжение ввода трансформатора кВ
Первичный ток (включая ответвления) А
Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе А
Номинальная вторичная нагрузка Ом в классе точности 10
Параметры определяющие термическую стойкость
Количество трансформаторов тока на одном вводе
Номинальная предельная кратность
А также устанавливаем ТТ типа ТФЗМ110Б-I для питания токовых цепей защит с номинальными данными по [6]: I1 = 75 – 150 вариант исполнения вторичных обмоток 0510Р10Р 1 – 4; 10Р – 12.
К линиям также присоединен отпайкой трансформатор напряжения НКФ-110-83ХЛ1 (для питания привода выключателя 110 кВ) с номинальными данными сведенными в талб.5.16.
Технические данные НКФ-110-II-ХЛ1
Номинальное напряжение
Дополнительной вторичной
Номинальное мощность В×А в классе точности
Предельная мощность В×А
6. Выбор ОПН измерительных ТТ и ТН на стороне 10 кВ
В целях обеспечения надежной экономической работы ГПП устанавливаем электроизмерительные приборы которые располагаем в КРУ. Для удешевления число приборов выбираем минимально возможным но достаточным для правильного ведения эксплуатации.
Классы точности трансформатора тока и напряжения выбираем: для включения показывающих и самопишущих приборов не ниже 1; для расчетных счетчиков – 05.
На проектируемой ГПП принимаем приборы которые получили наибольшее распространение. Амперметры для контроля нагрузки электрических цепей с целью предупреждения опасных ненормальных режимов работы; ваттметры и вольтметры – для измерения активной и реактивной мощности и их распределения для измерения напряжения. Счетчики – для учета потребляемой энергии в сети.
Выбор трансформатора тока сводится к определению допустимой нагрузки на вторичной обмотке при которой погрешность по току ТТ не будет превышать 10%. Трансформаторы тока выбираем по номинальному току и напряжению нагрузке первичной и вторичной катушек классу точности.
Трансформаторы устанавливаем в фазы А и С по схеме неполной звезды. Устанавливаемые приборы сведем в таблицу 5.17.
Приборы устанавливаемые на ГПП
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Суммарное сопротивление приборов:
Сечение соединительных проводов должно отвечать условиям механической прочности (для алюминиевых проводов удельное сопротивление 00283 (Ом×мм2)м).
Для схемы неполная звезда из 2-х трансформаторов тока:
где l = 46 = 5 м – усредненная длина цепей при включении всех приборов в одну фазу.
Т.к. устанавливаемые счетчики тех. учета имеют КТ на одну ступень ниже расчетных КТ=1 то ТТ можно принять с КТ = 1.
Соединительные провода берем алюминиевые. S = 25 мм2 – наименьшее допустимое сечение алюминиевых проводов по механической прочности.
где r = 00283 Ом×мм2м – удельное сопротивление алюминиевых проводов;
Т.к. ТТ подключается 5 приборов то сопротивление контактов принимаем RК = 01 Ом
Тогда расчетная нагрузка ТТ получается:
По току вводного выключателя (IРАСЧ = 993 А) принимаем к установке трансформатор тока ТЛ-10-15005 [Никлепаев 296] с номинальными данными которые сведем в таблицу 5.18.
Трансформатор ТЛ-10-15005 (вводной)
Технические данные ТТ ТЛ-10-15005
Варианты исполнения вторичных обмоток
Номинальная нагрузка Ом в классе
Ток электродинамической стойкости кА
Допустимый ток кА допустимое время с
Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты
Данные по выбору заносим в таблицу 5.19.
Проверка трансформатора тока ТЛ–10-15005
На вводном выключателе выбираем 2 трансформатора тока ТЛ-10-15005 с КТ на вторичной обмотке 05 для подключения нагрузки с КТ = 1.
На секционном выключателе выбираем тот же трансформатор тока что и на вводном: ТЛ – 10-15005.
Выбор трансформаторов тока для РП производим аналогично. Расчеты сведем в таблицу 5.20.
Проверка трансформатора тока ТЛ–10-8005
На вводном выключателе выбираем 2 трансформатора тока ТЛ-10-8005.
На секционном выключателе выбираем тот же трансформатор тока что и на вводном: ТЛ – 10-8005.
Расчеты и выбор трансформаторов тока для отходящих линий ГПП РП1 и РП2 произведем аналогично. Результаты сведем в табл.5.21.
Выбор трансформаторов тока отходящих линии потребителей ГПП
Наименование электроприемников
Выбор трансформаторов напряжения
Для контроля за состоянием изоляции сети замера межфазного и фазного напряжения сети отвода в землю статических зарядов линии питания приборов защиты сигнализации в электрических сетях с изолированной нейтралью применяют трансформаторы напряжения.
Общая потребляемая мощность
Счетчик активной энергии
За номинальную мощность Sном.тр принимают мощность всех трех фаз для трансформаторов соединенных по схеме звезды с компенсирующей обмоткой. Такое соединение компенсирует угловую погрешность трансформатора и тем самым повышает его точность.
Принимаем трансформатор напряжения типа: НАМИ – 10 – 66 У3 с номинальными данными приведенными в таблице 5.23.
Технические данные ТН НАМИ – 10 – 66 У3
Номинальное напряжение обмоток В
Номинальная мощность В×А в классе
Данные по выбору заносим в таблицу 5.24.
Проверка трансформатора напряжения НАМИ – 10 – 66 У3
Наименование параметров
7. Выбор трансформаторов собственных нужд
Приемниками энергии системы собственных нужд являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов устройства обогрева шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение система пожаротушения.
Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы собственных нужд являются приемники систем управления телемеханики и связи электроснабжение которых может быть осуществлено:
от сети переменного тока – непосредственно через стабилизаторы и выпрямители;
от независимого источника энергии – аккумуляторной батареи.
В последнем случае в системе собственных нужд должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батарей.
Для электроснабжения системы собственных нужд подстанции предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380220. трансформаторы собственных нужд могут быть присоединены к сборным шинам РУ 10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком который заключается в нарушении электроснабжения системы собственных нужд при повреждении в РУ.
Поэтому трансформаторы собственных нужд присоединяем к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участке между трансформатором и выключателем.
Принимаем к установке два трансформатора ТСЗ – 6310 с номинальной мощностью 63 кВ×А.
8. Выбор устройств оперативного тока
Совокупность источников питания кабельных линий шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки.
К системе оперативного тока предъявляют требования высокой надежности при КЗ и других анормальных режимах в цепях главного тока.
Применяются следующие системы оперативного тока:
постоянный оперативный ток – система питания оперативных цепей при которой в качестве источника питания используется аккумуляторная батарея;
переменный оперативный ток – система питания оперативных цепей при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений измерительные трансформаторы напряжения трансформаторы собственных нужд. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;
выпрямленный оперативный ток – система питания оперативных цепей переменным током в которой переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;
смешанная система оперативного тока – система питания оперативных цепей при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный переменный и выпрямленный).
В системе оперативного тока различают:
зависимое питание когда работа системы питания оперативных цепей зависит от режима работы данной электроустановки (подстанции);
независимое питание когда работа системы питания оперативных цепей не зависит от режима работы данной электроустановки.
В настоящее время на подстанциях и РП широкое распространение получила система выпрямленного оперативного тока.
Для выпрямления переменного тока используется:
блоки питания стабилизированные типа БПНС-2 совместно с токовыми типа БПТ-1002 – для питания цепей защиты автоматики управления;
блоки питания нестабилизированные типа БПН-1002 – для питания цепей сигнализации и блокировки что уменьшает разветвленность цепей оперативного тока и обеспечивает возможность выдачи всей мощности стабилизированных блоков для срабатывания защиты и отключения выключателей;
блоки БПН-1002 вместо БПНС-2 для питания цепей автоматики управления когда не требуется стабилизация оперативного напряжения (например при отсутствии АЧР);
силовые выпрямительные устройства ТЧ на УКП и УКПК с индуктивным накопителем – для питания включающих электромагниты приводов выключателей. Индуктивный накопитель обеспечивает включение выключателя на короткое замыкание при зависимом питании цепей включения;
блоки питания нестабилизированные БПЗ-401 для заряда конденсаторов отключения выключателей 10 кВ защитой минимального напряжения а также отключение выключателей 110 кВ при недостаточной мощности блока питания.
9. Выбор предохранителей
Для защиты трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения применяются предохранители [6].
Плавкие предохранители должны отвечать следующим требованиям
где IНОМ(ПЛ.ВСТ) – номинальный ток плавкой вставки предохранителя.
Выбираем для ТН предохранители типа ПКН001 – 10У3
для ТСН – ПКТ103–10 –50–315У3 с номинальными данными: UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 50 А; IОТКЛ = 315 кА.
РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Передачу электроэнергии от источника питания до приемного пункта промышленного предприятия осуществляют воздушными и кабельными линиями. Сечения проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.
К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током условиям коронирования механической прочности нагреву от кратковременного нагрева током КЗ и потерям напряжения.
Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии приведенные затраты на сооружение которой будут минимальными.
Технические и экономические условия в процессе расчеты дают различные сечения для одной и той же линии. Окончательно выбирается сечение удовлетворяющее всем требованиям.
1. Выбор и проверка воздушной линии
Произведем выбор сечения проводов ВЛ питающих ГПП. Выбор сечения для параллельно работающих линий производим по расчетному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток послеаварийного режима когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяют ближайшее большее стандартное сечение [149]. Считаем что по линии передается мощность равная Sр= 18322 МВа;
Расчетный ток на одну линию
По справочным данным [2428] принимаем провод типа АС-35:
Проверяем выбранное сечение по экономической плотности тока (в соответствии с указаниями [3]).
Экономически целесообразное сечение
- рабочий ток в нормальном режиме;
jэк - экономическая плотность тока для алюминиевых проводов (по [3]) при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 в год).
По условиям короны минимальное сечение равно 70 мм2
По условиям механической прочности для 3 и 4 районов по ветру и гололеду минимальное сечение равно 70 мм2 для сталеалюминевых проводов.
По потере напряжения
Окончательно принимаем к установке провод АС сечением 70 мм2 (Iдоп.=265 А; R0=0428 Омкм; Х0=0444 Омкм).
2. Выбор и проверка кабельных линий
Расчет произведем для РП
Выбор кабеля по длительно допустимому току
По нагреву длительным током нагрузки проверяются все проводники электрических сетей в нормальном и послеаварийном режимах. Послеаварийный режим возникает при отключении поврежденного элемента системы электроснабжения (линии трансформатора) и длится до восстановления нормального режима но не более одних суток. Оставшиеся включенными параллельные линии или трансформаторы в послеаварийном режиме работают с допустимой перегрузкой обеспечивая питанием нагрузки поврежденного элемента.
а) в нормальном режиме длительно допустимый ток будет равен:
Iдл. доп.= Iр.н.= (6.5)
б) в утяжеленном (послеаварийном) режиме:
Выбираем кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвВ-2(3150) с прокладываемый в воздухе (r0=0206; x0=0092)
Проверка выбранного кабеля по потере напряжения в утяжеленном режиме [6 296]
Рассчитанные потери напряжения находятся в пределах допустимых
% выполняется условие выбора по потере напряжения.
Проверка КЛ по термической стойкости [60 Васильев]
За стандартное термически стойкое сечение принимается ближайшее меньшее сечение к расчетной величине SТ. Такое решение обусловлено ошибкой в сторону завышения заложенной в методе расчета.
где В – тепловой импульс
С – функция учитывающая материал жил изоляцию кабеля и напряжение на которое он рассчитан Ас12мм2; С = 150 [табл. 4-2 Васильев]
где - односекундный ток КЗ по жиле кА (для 150 мм2 =142 кА) [ ]
tтер – время термической стойкости с (tтер = 1 с)
В = 1422 1 = 2016 кА2с
Проверка по потере мощности
За неимением данных о стоимости кабельных линий из СПЭ произведем упрощенный расчет по потере мощности для 3 сечений на присоединение.
Рассчитаем потери мощности для сечения 150 мм2:
По аналогии выполним расчет для 120 и 185 мм2. r0 равны соответственно 0253 и 0164 Омкм.
Расчет для остальных потребителей аналогичен сведем его в таблицу 6.1.
Расчет кабельных линий
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
Для защиты электрооборудования в схеме электроснабжения применяем устройства релейной защиты предназначенные для:
а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы применяем действие защиты только на сигнал;
б) реагирования на опасные ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.
В виду большой ответственности устройств релейной защиты применяем только проверенные опытом типовые схемы защиты.
При выборе устройств релейной защиты руководствуемся следующими требованиями к устройствам РЗиА:
)Селективность действия устройств РЗиА (автоматическое отключение от устройств РЗиА только поврежденного элемента сети).
)Чувствительность (действие защиты при минимально возможном токе к.з. в системе).
)Быстродействие (минимально возможное время срабатывания).
)Надежность (четкое действие всех элементов схемы защиты в течение расчетного времени в качестве которого принимают время между очередными плановыми проверками).Для обеспечения надежности применяем высококачественные и надежно работающие реле и другие аппараты РЗиА выполняем более простые схемы защиты с возможно меньшим числом реле контактов и цепей.
Для защиты установленного электрооборудования применяем следующие виды защит устанавливаемые в соответствии с [3] ( см. таблицу 35.).
Защита электрооборудования.
Многофазные к.з. в обмотках трансформатора и на его выводах
Дифференциальная защита с токовыми реле типа РНТ
Витковые замыкания и другие повреждения внутри кожуха трансформатора
МТЗ с пуском от реле минимального напряжения
МТЗ с одним реле в одной фазе с действием на сигнал
Многофазные к.з. в обмотках тансформатора и на его выводах
Витковые замыкания в обмотках трансформатора и другие повреждения
Продольная дифференциадьная защита (если токовая отсечка не отвечает требованиям чувствительности)
МТЗ нулевой последовательности
Сверхтоки перегрузки
Защита минимального напряжения
Защита от асинхронного хода
Кабельные линии и сборные шины РП
МТЗ нулевой последовательности с действием на сигнал
2. Автоматика и измерения.
В системе электроснабжения для повышения надежности работы электрооборудования применяем следующие виды автоматики [3]:
)Автоматическое повторное включение (АПВ).
АПВ трансформаторов ГПП.
) Автоматическое введение резерва (АВР).
АВР сборных шин РУ ГПП.
АВР сборных шин РУ-10 кВ РП.
АВР сборных шин 04кВ ТП.
) Автоматическая регулировка мощности конденсаторных установок по напряжению.
) Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР) потребителей на стороне 10 кВ.
) Самозапуск электродвигателей при кратковременном
(до 10с) исчезновении напряжения на шинах РП.
Для диспетчерского управления оборудованием предусматриваем:
Телеуправление выключателями объектов требующих частых переключений ( АД транспортеров) и силовых трансформаторов.
-положения не телеуправляемых выключателей вводов секционных и шиносоединительных выключателей выключателей трансформаторов;
-аварийного отключения любого выключателя (один общий сигнал с контролируемого пункта).
-замыкания на землю в сетях высокого напряжения.
-срабатывания защиты действующей не на отключение а на сигнал (перегрузка первая ступень газовой защиты трансформатора и.т.д.).
-возникновения пожара на подстанции.
-открывания дверей необслуживаемого объекта.
-разные неисправности (один общий сигнал с контролируемого пункта – изменение температуры в помещении повреждения во вторичных цепях и.т.д.).
-напряжения на шинах ГПП и РП.
-суммарной мощности получаемой от источника питания.
3. Расчет релейной защиты синхронного электродвигателя мощностью 4 мВт.
В качестве защиты от междуфазных повреждений используем продольную дифференциальную защиту. На синхронных электродвигателях мощностью до 5000 кВА в целях упрощения защита выполняется двухфазной.
Дифференциальная защита дает возможность получить значительно большую чувствительность чем максимальная токовая защита так как броски тока от электродвигателя при внешних КЗ и токи пуска и самозапуска от которых отстраивается максимальная токовая защита в схеме дифференциальной защиты оказываются сбалансированными.
Технические характеристики трансформатор тока ТЛ-10-3005: первичный ток I1=300 А вторичный ток I2=5 А.
Коэффициент трансформации:
Ток срабатывания дифференциальной защиты двигателей [Чернобровов 519] при условии идентичности трансформаторов тока дифференциальной схемы принимается равным:
Выбираем реле РТ 4010 с последовательным соединением обмоток. Ток срабатывания реле:
Коэффициент чувствительности вычисляем по выражению:
Защита от замыкания одной фазы на землю устанавливается на электродвигателях мощностью более 2000 кВт в том случае если ток замыкания на землю превышает 5 А.
Расчет тока однофазного замыкания на землю в распределительной сети 6 кВ выполним по упрощенной методике:
где U-напряжение распределительной сети кВ;
IСД i- емкостной ток i-го двигателя
где S-мощность электродвигателя кВА;
Uф и Uн- соответственно фазное напряжение сети и номинальное напряжение электродвигателя В;
nн-число оборотов в минуту;
К2=40 - для изоляции класса Б при 200С
Количество электродвигателей мощностью 4000 кВт- 2 шт.
Суммарная длина кабельных линий- 0072 км.
Ток однофазного замыкания на землю превышает 5А следовательно установка защиты от замыкания на землю обязательна.
Защита выполняется с действием на сигнал с использованием трансформатора тока нулевой последовательности. Выбираем трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛ У3.
Выбираем реле типа РТ 4020 с последовательным соединением обмоток.
Первичный ток срабатывания защиты от замыканий на землю равен:
Iс.з.0.=Кн×Кб×Iс где
Кн=13-коэффициент надежности;
Кб=4-коэффициент учитывающий бросок емкостного тока электродвигателя Iс при внешних перемежающихся замыканиях на землю;
Iс.з.0.=13×4×0438=228 А;
Защита от асинхронного режима и от перегрузки выполняется реагирующей на колебания тока в статоре или роторе двигателя возникающие в этом режиме. Защита выполняется с помощью мгновенного токового реле типа РТ-40 действующего на промежуточное токовое реле с замедленным размыканием контактов. Действие этой защиты основано на том что она не успевает возвратиться за время спада тока между циклами качаний и постепенно за несколько периодов качаний набирает время и срабатывает на отключение. Уставки токового реле и реле времени определяются требованиями защиты от перегрузки поэтому
ток срабатывания реле перегрузки
Кч=Iк(2)Iс.з.=7520390=193
Принимаем реле тока типа РТ-4010 и учитывая возможность большого времени разворота двигателя при самозапуске устанавливаем реле времени типа Е-513. Выдержка времени равна 18 с.
Время срабатывания защиты от перегрузки
Время срабатывания защиты от от асинхронного хода
4. Расчет тока самозапуска электродвигателей и остаточного напряжения на их зажимах.
Для облегчения условий восстановления напряжения после отключения КЗ и обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов необходимо предусмотреть отключение защитой минимального напряжения электродвигателей неответственных механизмов суммарной мощностью определяемой возможностью источника питания и сети по облегчению самозапуска.
Выдержка времени защиты Umin должна выбираться в пределах 0515 с на ступень выше времени действия быстродействующих защит от многофазных КЗ.
Определим суммарный ток нагрузки 1 секции РП-1 в режиме самозапуска
Определим эквивалентное сопротивление нагрузки
Защита от минимального напряжения в данном случае не требуется т.к. самозапуск электродвигателей обеспечивается без отключения части неответственных потребителей.
5. Перечень средств автоматики на ГПП
Релейную защиту автоматику сигнализацию на ГПП выполняем на постоянном токе с использованием комплектных выпрямительных устройств УКПК. Для питания цепей соленоидов используется БПН выходное напряжение 220В.
На ГПП используем следующие автоматические устройства:
автоматическое управление устройством РПН на силовых трансформаторах;
автоматическое управление обдувкой трансформаторов;
6. Телемеханика телеуправление телесигнализация
Средства телемеханики должны применяться для диспетчерского управления территориалъно-рассредоточенными электроустановками связанными общим режимом работы и их контроля. Обязательным условием применения телемеханики является наличие технико-экономической целесообразности (повышение эффективности диспетчерского управления экономичности и надежности управления отказ от постоянного дежурного персонала).
ГПП проектируем без постоянного оперативного персонала. Выбор средств телемеханики производим в соответствии с [1]:
телеизмерения на вводах и на секциях ГПП;
телеконтроль температуры масла трансформаторов ГПП.
Телесигнализация предусматривается для отображения на диспетчерских пунктах положения и состояния основного коммутационного оборудования электроустановок для ввода информации в вычислительные машины или устройства обработки информации для передачи аварийных и предупредительных сигналов.
Телеизмерения должны обеспечить передачу основных электрических или технологических параметров необходимых для установления и контроля оптимальных режимов работы электроустановок или всей системы электроснабжения в целом. Телеизмерения не требующие постоянного контроля должны осуществляться периодически или по вызову.
Все потребители электроэнергии независимо от присоединенной мощности должны иметь приборы учета активной энергии для денежного расчета за полученную ими энергию (расчетный учет). Промышленные предприятия и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 100 кВ×А и выше с обобщенным годовым максимумом не ниже 500 кВт должны иметь приборы учета реактивной мощности.
Расчетные счетчики энергии как правило устанавливаются на границе раздела сети энергоснабжающей организации и потребителей определяемой балансовой принадлежностью сетей и трансформаторов. При питании от сетей 35 – 220 кВ расчетные счетчики устанавливаются на вторичной стороне приемных трансформаторов.
Электроизмерительные приборы установленные на понижающих подстанциях должны удовлетворять следующим требованиям:
Показывающие и самопишущие приборы должны быть класса точности 10; 25. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 05. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 10 для включения расчетных счетчиков класса точности 20.
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1. Характеристика цеха по условиям безопасности труда
Обогатительная фабрика по совокупности факторов производственной среды оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда относится к производству с вредными условиями труда. Рабочим фабрики приходится иметь дело с большим количеством разнообразного производственного оборудования с проводниками электрического тока грузоподъемными и движущимися механизмами железнодорожным и автомобильным транспортом токсичными реагентами. Кроме того в процессе производства образуется ряд вредных и опасных производственных факторов. Так характерными вредными и опасными факторами являются:
для ИФЦ — выделение никельсодержащих аэрозолей повышенная влажность пары реагентов шум;
Для всех цехов фабрики характерно вторичное пылеобразование если
разлившуюся пульпу не убрать то при ее высыхании происходит вторичное пылеобразование.
Необходимо отметить что мелкодисперсные пыли (аэрозоли) соединений никеля токсичны и оказывают на организм человека преимущественно фиброгенное действие. Соединения меди и никеля могут оказывать негативное влияние на кожные покровы и слизистые оболочки глаз и носа. Попадая в организм человека через дыхательные пути и поврежденную кожу способны задерживаться в крови и легочной ткани. Источниками пыли являются узлы пересыпок приемные бункера грохота вторичное пылеобразование.
Для предотвращения распространения пыли все перегрузочные устройства воронки закрыты кожухами с местными отсосами подсоединенными к аспирационной системе. В отделения крупного и среднего дробления загрязненный воздух попадает в циклоны где очищается мокрым способом и выбрасывается в атмосферу.
В отделении мелкого дробления аспирационные установки коротко-
конусных дробилок соединены воздуховодами с пылекамерой. Очистка пылекамеры производится гидросмывом в ремонтный час ежедневно. Очистка воздуховодов — не реже двух раз в неделю. Кроме аспирационных установок в дробильном цехе гидрообеспылевание в местах пересыпа обеспечивается с помощью воздухо-воздушной смеси и гидросмывов всех производственных площадей. Одним из вредных и опасных производственных факторов является
постоянный шум и общая вибрация. Зоны с уровнем звука выше 85 дБА должны
быть обозначены знаками безопасности. Работающие в этих зонах (например дробильщики мельники шаровых мельниц) должны иметь средства индивидуальной защиты — наушники. Для борьбы с вибрацией используются методы коллективной и индивидуальной защиты.
1.1. Средства защиты
Для защиты от воздействия вредных производственных факторов применяют методы коллективной и индивидуальной защиты. К средствам коллективной защиты относится:
средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест;
средства нормализации освещения производственных помещений и рабочих мест;
средства защиты от шума;
средства защиты от поражения электрическим током.
Средствами индивидуальной защиты являются:
резиновые рукавицы сапоги резиновые фартуки защитные очки;
различные виды респираторов;
противошумные вкладыши или наушники.
Чтобы предохранить себя и товарищей от несчастных случаев все работники цеха должны строго соблюдать следующие правила:
- Работать только в спццодежде и обуви;
- Пользоваться защитными очками и прорезиненными рукавицами;
- Выполнять только порученную работу;
- Работать только исправным инструментом.
2. Организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются [14]:
оформление работы нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в процессе текущей эксплуатации;
надзор во время работы
оформление перерыва в работе переводов на другое рабочее место окончание работы.
3. Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках
Работы в электроустановках в отношении мер безопасности подразделяются на выполняемые [14]:
- со снятием напряжения;
- без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
- без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением.
Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:
- произведенные необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
- на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешены запрещающие плакаты;
- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
- наложено заземление (включено заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлено переносное заземление);
- вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после наложения заземления.
В электроустановках напряжением выше 1000 В работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них должны производится с применением средств защиты для изоляции человека от токоведущих частей либо от земли.
При работе в электроустановках до 1000 В необходимо:
- оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части находящиеся под напряжением к которым возможно случайное прикосновение;
- работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на диэлектрическом ковре;
- применять инструмент с изолирующими рукоятками; при отсутствии такого инструмента пользоваться диэлектрическими перчатками.
4. Расчет заземляющих устройств
Параметры геоэлектрического разреза земли для расчета уровня электробезопасности в производственных цехах приведены в таблице 8.1.
Параметры геоэлектрического разреза земли для ГПП
Удельное сопротивление Ом×м
В качестве расчетной модели реального геоэлектрического разреза земли принимается однородная эквивалентная структура. Величина удельного сопротивления однородной структуры зависит от геометрии ЗУ его характерных размеров и параметров геоэлектрического разреза земли.
Эквивалентное удельное сопротивление земли для поверхностных сеточных пластинчатых и одиночных горизонтальных электродов находят по выражению:
где — удельное сопротивление второго слоя земли;
и — коэффициенты зависящие от параметров геоэлектрического разреза земли и характерного размера ЗУ;
где — сторона эквивалентного квадрата производственного цеха вписанного в генплан промпредприятия;
Здесь — эквивалентное удельное сопротивление слоев земли простирающихся ниже второго слоя () определяемое по выражению:
где — мощность последнего слоя участвующего в растекании тока с поверхностного естественного заземления площадок производственных цехов;
— слой завершающий сумму слоев участвующих в эффективной глубине растекания тока полной мощностью;
— мощность базовых слоев трехслойной структуры.
Рассмотрим сопротивления растеканию тока замыкания на землю (т.е. железобетонных фундаментов сооружений) следующих основных цехов ТОФ: дробильного измельчительно-флотационного отделения сгущения и ГПП. Результаты расчетов сопротивлений естественных заземлителей приведены в таблице 8.2.
Результаты расчетов естественных заземлений производственных цехов
Измельчительно-флотационный
Определим параметры необходимые для расчета сопротивления естественных заземлителей производственных цехов вписанных в ситуационный план промпредприятия.
Удельное сопротивление эквивалентного слоя:
где — сторона эквивалентного квадрата генплана предприятия;
— мощность последнего слоя участвующего в растекании тока с поверхностного естественного заземления площадок;
Заземляющий контур подстанции (ГПП) всегда имеет металлическую связь с естественным заземлением предприятия. Это дает основание ЗУ подстанции и естественное заземления промпредприятия рассматривать как единую заземляющую систему.
Определим коэффициент заполнения ситуационного плана промпредприятия зданиями и сооружениями
Суммарная площадь на территории генплана занятая производственными зданиями и сооружениями:
— дробильный цех (ДЦ) 32400 м2;
— измельчительно-флотационный цех (ИФЦ) 92665 м2;
— цех сгущения 19400 м2;
— площадь генплана предприятия.
Т.к. то результирующее сопротивление растеканию фундаментов производственных зданий и сооружений приближается к сопротивлению эквивалентной пластины вписанной в генплан предприятия. Сопротивление такой эквивалентной пластины равно:
где — контурный коэффициент равный отношению сопротивления растеканию всех фундаментов предприятия к сопротивлению эквивалентной пластины (определяется по графику 4.2 [17]);
— удельное сопротивление эквивалентной однородной структуры земли для поверхностного ЗУ в районе действующего предприятия.
В соответствии с требованиями [3] величина сопротивления заземлителя должна быть не более 05 Ом в сетях с эффективно-заземленной нейтралью.
Произведем оценку уровня электробезопасности в потенциально опасных точках на территории предприятия.
Напряжение на заземляющей сети промпредприятия равно:
где — ток замыкания на землю в сети 110 кВ (точка К1).
Согласно требованиям ПУЭ величина не должна принимать значений выше 10 кВ.
Напряжение прикосновения на территории ГПП
где — коэффициент прикосновения для сеточного контура в соответствии с требованиями [3].
Таким образом расчетное напряжение прикосновения оказалось равным
8 В т.е. ниже допустимого равного 273 В при времени срабатывания резервной защиты 07 секунд при [17]. Электробезопасность в пределах подстанции обеспечивается за счет поверхностного сеточного заземлителя железобетонных фундаментов оборудования и фундаментов ЗРУ соединенных металлической связью поэтому необходимости в сооружении искусственных заземлителей нет.
Поскольку то в оценке величины потенциала выносимым наземными металлическими коммуникациями за территорию рассматриваемого промпредприятия также нет необходимости.
5. Обоснование средств защиты электрооборудования от перенапряжений
Перенапряжениями называют такие повышения напряжения которые представляют собой опасность для изоляции электрических установок.
Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутренние и атмосферные. Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутаций как нормальных (включение и отключение ненагруженных линий отключение ненагруженных трансформаторов и реакторов) так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью отключения КЗ АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи нее. Волны перенапряжения возникающие в токоведущих частях при ударах молнии распространяются со скоростями сравнимыми со скоростью света проникая в обмотки трансформаторов машин воздействуя на изоляцию линий и аппаратов. Время воздействия атмосферных перенапряжений составляет от единиц до сотен миллионов долей секунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт.
Для защиты электроустановок от внутренних перенапряжений можно использовать средства и способы защиты от перенапряжений переходного режима.
К средствам и способам защиты от перенапряжений переходного режима относятся ограничители перенапряжения типа ОПН-HTEL ОПН-РСTEL ОПН-КРTEL ОПН-КСTEL ОПН-ТTEL выключатели предотвращающие возникновение значительных перенапряжений и устройства управляющие моментом коммутации.
В установках с номинальным напряжением 110 кВ должны быть ограничены перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов и линий при АПВ так как остальные виды перенапряжений не представляют опасности для изоляции.
Перенапряжения при отключении ненагруженных трансформаторов имеют большую амплитуду но небольшую длительность. Защиту от этих перенапряжений осуществляют ограничителями перенапряжения ОПН-УTEL пропускная способность которых достаточна для того чтобы рассеять энергию выделяющуюся при перенапряжениях этого вида.
Атмосферные перенапряжения в элементах системы электроснабжения возникают как при прямом ударе молнии так и при разрядах молнии в окрестности проводников (индуктированные перенапряжения). Защита от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами. Однако применение молниеотводов полностью не исключает поражения установок молнией. Волны перенапряжений возникающие на линиях при ударах молнии доходят до подстанций (набегающие волны) и могут представлять опасность для изоляции установленного там оборудования. Перекрытие изоляции на подстанции в большинстве случаев означает дуговое КЗ вблизи сборных шин которое может привести к системным авариям.
Основным аппаратом защиты от набегающих волн является ограничители перенапряжения у которого разрядное напряжение искрового промежутка не менее чем на 10 % ниже гарантированной прочности защищаемой изоляции при полном импульсе. Во всех случаях на шины включают ограничители перенапряжения по комплекту на каждую систему или секцию шин.
Распределительные устройства напряжением 10 кВ имеют различия в защите от атмосферных перенапряжений по сравнению с РУ более высокого напряжения. Для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали некоторых трансформаторов 110 кВ могут быть временно или постоянно разземлены. При воздействии волн атмосферных перенапряжений на линейные вводы трансформаторов на нейтрали могут развиться колебания приводящие к значительному повышению напряжений над уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих перенапряжении в нейтраль трансформатора включают ограничитель перенапряжения с номинальным напряжением на класс ниже чем класс изоляции трансформатора.
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
1. Определение потребности предприятия в электроэнергии
Расчет расхода электроэнергии на предприятии осуществляется по следующим статьям:
хозяйственно-бытовые нужды
потери в сетях и трансформаторах
1.1. Расчет потребности в электроэнергии на производство
Потребность электроэнергии на производственные нужды определяется методом удельных норм. При этом используются технические нормы т.е. без учета расхода электроэнергии на освещение хозяйственно-бытовые нужды и потери.
Расчет потребности на производственные нужды
Наименование продукции
Удельная норма расхода на производство кВт.чт
Потребность в электроэнергии МВт.ч
1.2. Расчет потребности в электроэнергии на производственные нужды
В потребление на производственные нужды входит расход электроэнергии на освещение отопление вентиляцию и собственные нужды предприятия.
Расчет электроэнергии на прочие (хозяйственно-бытовые) нужды определяем как 2 % от электроэнергии потребляемой на производство продукции по формуле:
где РОСВ = 2598 кВт – осветительная нагрузка;
ТГОД = 4300 ч– годовое число часов использования осветительной
КС = 09 – коэффициент спроса осветительной нагрузки;
Расчет электроэнергии на прочие (хозяйственно-бытовые) нужды
определяем как 2 % от электроэнергии потребляемой на производство продукции по формуле:
WПР – расход электроэнергии на производство (из табл.1.1.);
Отпуск электроэнергии на сторону не производится.
1.3. Электробаланс предприятия
При разработке расходной части кроме уже рассчитанных потребностей предприятия на производственные и непроизводственные нужды учитывается также отпуск электроэнергии на сторону (если имеется) и потери в сетях и трансформаторах.
Итоговый расход электроэнергии определяют по формуле:
Приходная часть электробаланса включает получение электроэнергии со стороны (от энергосбыта) возможную выработку собственной ТЭЦ и другие источники:
Электробаланс предприятия представляем в табл.9.2
2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта
Ремонт оборудования энергохозяйства цеха производится смешанным способом т.е. цех располагает ремонтной бригадой которая и осуществляет капитальный текущий ремонт и техническое обслуживание оборудования относящегося непосредственно к нормальной работе цеха (кабельные линии вакуумные выключатели трансформаторы общего назначения мощностью 1000 кВ×А). Обслуживание такого оборудования относится к децентрализованному способу а все виды ремонтов выполняемые электроремонтным цехом предприятия УВВС относится к централизованному способу.
Количество хранящегося на складах резервного оборудования и запасных частей составляет в среднем 10% от количества находящегося в работе оборудования.
2.1. Нормативы системы ТОР ЭО и сетей цеха
Система ТОР ЭО – это система так называемого планово-предупредительного типа. Сущность такой системы технического обслуживания и ремонта заключается в том что по истечении определенного отработанного времени в момент ожидаемого отказа производятся различного вида ремонтные воздействия (техническое обслуживание текущий ремонт или капитальный ремонты). Чем меньше по времени разрыв между фактическим моментом отказа и моментом ожидаемого отказа и выполнения соответствующего ремонтного воздействия на объект тем эффективнее и экономичнее система технического обслуживания и ремонта.
Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта электрооборудования цеха а также нормы трудоемкости ремонтов приведены в табл.9.1 и табл.9.2 соответственно [17]. Трудоемкость технического обслуживания (ТО) планируется из расчета 10% от трудоемкости текущего ремонта (ТР).
Структура и продолжительность циклов
Наименование оборудования
Число текущих ремонтов в цикле
Ремонтного цикла (лет)
Межремонтный период (мес.)
Межосмотровый период (мес.)
Вакуумные выключатели
Нормы трудоемкости ремонтов
Норма трудоемкости чел×ч
Кабельные линии 10 кВ
Вакуумные выключатели
Соотношение трудовых затрат по видам работ приведено в табл.9.5
Соотношение трудовых затрат
Соотношение трудовых затрат %
Трудоемкость технического обслуживания планируется на каждую смену в размере 10% трудоемкости текущего ремонта всех установленных в цехе электрических машин.
2.2. Разработка календарных планов и графиков ремонта
Годовой план-график технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования (ТОР ЭО) за полный ремонтный цикл на плановый год приведен в табл. 9.6.
Годовой план – график ТОР ЭО.
Наименование электрооборудования
Трудоемкость единицы кап. Ремонта чел.×ч
Трудоемкость единицы текущего ремонта чел.×ч
Месяцы и виды ремонтов
Трудоемкость КР чел.×ч
Трудоемкость всего объема работ чел.×ч
Двигатели синхронные
Двигатели асинхронные
2.3. Планирование объема ремонтных работ и технического
Определение трудоемкости ремонтов электрооборудования.
Для расчета трудоемкости по видам ремонтных работ следует определить общую трудоемкость по видам ремонта (капитальный текущий ТО) для всего электрооборудования – это представители обширных эксплуатационных групп оборудования.
Количество ремонтов в планируемом году приведено в таблице табл.9.7
Количество ремонтов в планируемом году
Трудоемкость ремонта соответствующего оборудования в год сведена в таблицу 9.8.
Трудоемкость ремонтов
Трудоемкость ремонта единицы оборудования чел×ч
Общая трудоемкость по видам ремонта чел×ч
Трансформаторы S = 1600 кВ×А
Трудоемкость по видам ремонтных работ приведена в табл.9.9.
2.4. Расчет численности ремонтных рабочих
Численность рабочих необходимых для выполнения всего комплекса работ по техническому обслуживанию и ремонту на планируемый год определяем по формуле:
где Т – трудоемкость соответствующего вида электроремонтных работ;
ФР.В. – действующий годовой фонд рабочего времени (принимаем равным 1880 ч.);
КВ.Н. – коэффициент выполнения норм для данной категории рабочих (1112).
Принятое число рабочих распределено в соответствии с разрядностью ремонтных работ. Результат сводим в табл.9.10.
Численность ремонтных рабочих
В том числе по разрядам
Средний тарифный коэффициент рабочих
Средний тарифный коэффициент:
где - тарифный коэффициент соответствующих разрядов;
Т1 – тарифная ставка первого разряда;
Pi – число рабочих соответствующих разрядов.
Тарифные ставки и оклады работников приведены в табл.9.11.
Тарифные ставки и оклады рабочих
3. Организация и планирование труда и его оплаты
Под организацией труда понимается система мер обеспечивающая соответствующую расстановку в процессе производства включая разделение и кооперацию методы и приемы нормирования и стимулирования рабочих мест необходимые условия труда. Под научной организацией труда понимают организацию основанную на последних достижениях техники и передового опыта. Планирование труда персонала в электрохозяйстве сводится к составлению плана который включает в себя: планирование производительности труда планирование использование рабочего времени численности персонала а также планирование фондов оплаты труда и заработной платы. План по труду разрабатывается в соответствии с производственной программой цеха лимитами численности персонала и фондами оплаты труда.
3.1. Расчет численности персонала электрохозяйства
Определение фонда времени работы электрооборудования и бюджета рабочего времени работника. Фонд рабочего времени и бюджет рабочего времени рабочих рассчитываются на плановый год исходя из установленного на предприятии режима работы и плановых потерь времени.
Полезный фонд рабочего времени представлен в табл.9.12.
Полезный фонд рабочего времени оборудования
Режим работы (количество смен)
Число календарных дней в году
Выходные и праздничные дни
Количество дней простоя оборудования в связи с кап. ремонтом
Номинальный фонд времени
Процент простоя оборудования в текущих ремонтах к номинальному фонду
Полезный фонд времени
Длительность рабочей смены
Полезный фонд времени работы оборудования при непрерывном производстве:
где С = 3 – количество рабочих смен в течении дня;
Полезный фонд времени:
Бюджет рабочего времени работников энергоремонтного цеха представлен в табл.9.13.
Бюджет рабочего времени работников цеха
Среднее число не выходов на одного рабочего всего
Полезный фонд рабочего времени
Номинальная продолжительность рабочего дня
Фактическая продолжительность рабочего дня
Коэффициент использования рабочего времени
Коэффициент списочного состава
Полезный фонд рабочего времени:
где ДПОТ – потери времени в связи с сокращением продолжительности численности рабочего дня.
Коэффициент использования рабочего времени:
Коэффициент списочного состава:
Определение численности дежурного-ремонтного персонала. Определяется на основе установленных норм обслуживания. Дежурно-ремонтный персонал работает в 3 смены (по 8 часов).
Явочная численность эксплуатационного персонала с учетом количества смен определяется по формуле:
где n – количество смен;
SТТО – суммарная годовая трудоемкость работ по техническому обслуживанию;
КСМ = 085 – коэффициент сменности работы оборудования;
НМ(Т)О = 800 ч. – норма межремонтного (технического обслуживания) на одного рабочего.
Списочная численность эксплуатационного персонала:
точненное число рабочих по разрядам представлено в табл.9.14.
Число рабочих по разрядам
Дежурно-эксплуатационный персонал
Средний тарифный коэффициент согласно формуле из пункта 9.5:
Определение численности ремонтных рабочих. Уточненную численность ремонтных рабочих определяем на основе полезного расчетного фонда рабочего времени работников а также исходя из трудоемкости планируемых работ.
Рабочие работают в одну смену. Явочная численность:
где КВН = 115 коэффициент выполнения норм.
Списочная численность согласно формуле (9.10):
Уточненное число рабочих по разрядам представлено в табл.9.15.
Средний тарифный коэффициент согласно формуле (9.6):
Определение численности инженерно-технических работников. Численность инженерно-технических работников (ИТР) определяем на основе штатного расписания предприятия. Должности функции и количество штатных единиц ИТР приведены в табл.9.16.
Количество штатных единиц ИТР
Количество штатных единиц
3.2. Планирование фонда оплаты труда персонала
Расчет фонда оплаты труда ИТР. Расчет производим на основании штатного расписания (табл. 9.16) и установленных должностных окладов по форме табл.9.17
Расчет годового ФОТ ИТР
Районный коэффициент 80% р.
Северные надбавки 80% р.
Общий годовой ФОТ р.
Отчисления на соц. страх. р.
Всего годовой ФОТ с отчислением соц. страх. р.
Расчет фонда оплаты труда эксплуатационных и ремонтных рабочих. Годовой ФОТ рабочих представлен в табл.9.18 для эксплуатационного персонала и в табл.9.19 для ремонтного персонала.
Расчет ФОТ эксплуатационных рабочих
Дежурно-эксплуатационный
Списочная численность рабочих чел.
Эффективный фонд времени дн.
Подлежит отработать всеми рабочими чел×дн.
Подлежит отработать всеми рабочими чел×ч.
Среднечасовая тарифная ставка р.
Доплата за 1 час работы ночью 20% р.
Доплата за 1 час работы вечером 10% р.
Подлежит отработать ночью чел×ч.
Подлежит отработать вечером чел×ч.
Доплата за ночные часы р.
Доплата за вечерние часы р.
Прочие доплаты 5% р.
Тарифный заработок р.
Основная заработная плата р.
Среднедневной заработок р.
Отпуск и прочие не явки чел×дн.
Дополнительная заработная плата р.
Фонд оплаты труда р.
Отчисления на социальные страхования 38% р.
Всего ФОТ с отчислениями на социальные страхования р.
Расчет ФОТ ремонтных рабочих
Сводный план по труду и заработной плате представлен в табл.9.20.
Сводный план по труду и зарплате
Среднесписочная численность работающих всего чел.
Рабочих (дежурно-эксплуатационный персонал)
(ремонтный персонал)
Фонд оплаты труда всего р.
Среднемесячная заработная плата на одного рабочего р.
Среднемесячная заработная плата на одного ИТР р.
4. Расчет себестоимости услуг электрохозяйства
Себестоимость услуг электрохозяйства является важнейшим показателем характеризующим уровень производительности труда степень использования производственной мощности экономичность расходования топлива материалов и энергии а также денежных средств. Себестоимость служит основой для ценообразования и используется для оценки экономической эффективности от внедрения новых технологий и мероприятий по усовершенствованию технологии производства. Снижение себестоимости является одним из путей повышения прибыли и рентабельности предприятия.
Основными путями снижения себестоимости являются:
повышение производительности труда;
снижение материальных затрат на производство;
снижение потерь за счет реконструкции действующих сетей и проведения мероприятий по улучшению коэффициента мощности;
совершенствование эксплуатации и ремонтов энергетического оборудования.
4.1. Планирование статей затрат электрохозяйства
Статьи затрат электрохозяйства складываются из следующих составляющих:
где СЭ – стоимость электроэнергии потребляемой за год предприятием;
СЗП – годовой фонд оплаты труда ремонтного и эксплуатационного персонала ИТР с отчислением на социальное страхование;
СА – амортизационные отчисления от стоимости установленного оборудования на предприятии;
СМ – стоимость материалов расходуемых за год на текущий ремонт и обслуживание электрооборудования;
СПР – прочие годовые расходы.
Стоимость электроэнергии получаемой от энергосистемы при одноставочном тарифе:
где b – тариф за 1 МВт×ч (034 р.);
W- планируемое количество потребляемой энергии кВт×ч.
4.2. Общий годовой фонд оплаты труда
Общий годовой фонд оплаты труда персонала электрохозяйства с отчислениями на социальное страхование берем из раздела 9.3.2.
4.3. Расчет амортизационных отчислений
Амортизационные отчисления определяются по первоначальной стоимости основных фондов электрооборудования и полных норм амортизации для различных видов основных фондов:
Сметно-финансовый расчет стоимости объектов электроснабжения представлен в табл.9.21.
Норма аморт-х отчислен.
Сумма аморт-х отч. р.
Суммарные затраты включают в себя:
где КОБ – стоимость оборудования;
КСМР – стоимость монтажных работ;
КТР – транспортно заготовительные расходы;
КН – накладочные расходы;
КПР – стоимость прочего оборудования;
Дополнительные расходы включают в себя:
КПН - плановые накопления;
КНР – непредвиденные расходы;
КВЗ – внеобъемные затраты;
Всего по смете капитальных затрат:
Амортизационные отчисления:
4.4. Расчет стоимости материалов
Стоимость материалов расходуемых за год на текущий ремонт и обслуживание электрооборудования:
4.5. Расчет прочих расходов за год
Затраты электрохозяйства в соответствии с формулой (п.9.17):
5. Определение себестоимости услуг
СПОСОБЫ ПУСКА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
2 Синхронный электродвигатель
Возбудитель электрических машин генератор постоянного или переменного тока для питания индуктора электрической машины создающего в ней рабочий магнитный поток. В основном получили развитие возбудители электрических машин в синхронных машинах поскольку постоянный ток необходимый для питания индуктора самой машиной не вырабатывается. В качестве возбудителя электрических машин обычно применяется коллекторный генератор постоянного тока с шунтовым или независимым возбуждением от подвозбудителя. В связи с ростом мощностей и повышением быстродействия системы управления синхронных машин а также в специальных машинах начиная с 50-х гг. 20 в. применяются возбудитель электрических машин в которых переменное напряжение от основной машины (непосредственно или через трансформатор — самовозбуждение) или от вспомогательной синхронной машины (независимое возбуждение) подаётся на ионный или полупроводниковый выпрямитель питающий индуктор основной машины. Регулирование осуществляется в силовой цепи возбуждения или воздействием на цепь возбуждения возбудителя электрических машин. В другом типе возбудитель электрических машин переменное напряжение от вспомогательного генератора якорь которого расположен на общем валу с индикатором синхронной машины. Выпрямленное напряжение поступает непосредственно в обмотку индуктора. Основные достоинства таких возбудителей электрических машин: отсутствие скользящих контактов повышенная надёжность и высокое быстродействие.
2.1 Система возбуждение синхронного электродвигателя
Основными требованиями к системам возбуждения синхронных двигателей и компенсаторов определенным ГОСТ 21558-76 является быстродействие высокая форсировочная способность возможность применения автоматических регуляторов возбуждения быстрота развозбуждения простота и надежность. Выполнение перечисленных требований должно быть увязано при выборе системы возбуждения с мощностью и назначением СД и не должно приводить к неоправданному удорожанию агрегата.
Возбуждение СД осуществляется от:
— электромагнитных возбудителей постоянного тока (с индивидуальным для каждого двигателя или групповым подключением одному возбудителю нескольких СД);
— статических систем возбуждения с применением силовых полупроводниковых приборов (диодов тиристоров и симисторов);
— бесщеточных возбудителей (с синхронными или асинхронными возбудителями диодами или тиристорами трехобмоточным динамическим трансформатором или каскадным асинхронно-синхронным возбудителем).
Мощность возбудителей колеблется в пределах 05-3% мощности двигателя причем чем меньше мощность ОКЗ и cosj СД тем относительно выше мощность возбудителя.
Электромашинные возбудители постоянного тока при частотах вращения СД 600 обмин и выше соединяются с валом двигателя непосредственно а при меньших частотах вращения либо возбудители соединяются с валом двигателя чрез клиноременную передачу либо устанавливаются отдельно стоящие возбудительные агрегаты. В последнем случае мощность асинхронного двигателя вращающего возбудитель выбирается завышенной для предупреждения его опрокидывания при снижении напряжения питающей сети до 05 и действии форсировки возбуждения.
Возможны два способа подключения обмотки возбуждения СД к якорю возбудителя. При первом способе обмотка возбуждения во время пуска замыкается на разрядный резистор с отключением ее от якоря возбудителя а при достижении подсинхронной частоты вращения переключается на якорь возбудителя. Возбудитель к этому моменту обычно должен быть возбужден до нормального или потолочного значения параметров возбуждения и поэтому после переключения сразу начинается нарастание тока возбуждения и происходит втягивание двигателя в синхронизм.
При втором способе обмотка возбуждения двигателя глухо подключена к возбудителю во всех режимах. Во время пуска возбуждение двигателя нарастает по мере увеличения его частоты вращения но в обмотке возбуждения при пуске наводится переменный ток с частотой скольжения который замыкается через обмотку якоря возбудителя.
Автоматическое регулирование возбуждения является эффективным способом повышения статической и динамической перегружаемости СД устойчивости их работы а также поддержания номинального напряжения в узле нагрузки в пределах допустимого теплового режима двигателей. Автоматические регуляторы напряжения обязательно дополняются устройствами релейной или параметрической форсировки возбуждения действующих при кратковременных снижениях напряжения.
При выборе схем АРВ СД учитывают следующие рекомендации:
На предприятиях с равномерной нагрузкой двигателей и незначительными колебаниями напряжения сети устройства АРВ устанавливать нет необходимости достаточна установка устройств форсировки возбуждения действующих при снижении напряжения на (15-20%) на всех двигателях;
На предприятиях с ударной нагрузкой на СД необходимо устанавливать АРВ регулирующие по активному току статора ток возбуждения двигателей с целью уменьшения колебаний напряжения в узле нагрузки и устройства форсировки возбуждения действующие при снижении напряжения до (15-20%). Это дает возможность значительно повышения перегрузочной способности двигателя что в ряде случаев позволяет уменьшить его номинальную мощность;
Если СД работают с резкопеременной нагрузкой и АРВ пропорционального действия оказываются неэффективным возможна установка АРВ сильного действия реагирующих на скорость изменения напряжения тока и других параметров.
Применение быстродействующих АРВ с учетом нагрузки двигателя и напряжения сети дает возможность выбрать двигатель исходя из условий нагрева а не из условий динамической устойчивости как это делается в большинстве случаев для приводов с резкопеременной нагрузкой.
Применение АРВ позволяет также снизить требования к максимальному моменту и для синхронных двигателей с постоянной нагрузкой и тем самым в ряде случаев снизить их стоимость за счет уменьшения воздушного зазора в допустимых пределах. Расчеты показывают что для СД мощностью 4000 кВт 1000 обмин уменьшение зазора с 14 до 4 мм приводит к уменьшению ОКЗ от 1 до 0432 [18] уменьшению перегрузочного момента от 195 до 146 и снижения массы меди в обмотке возбуждения с 538 до 277 кг. Однако при уменьшении воздушного зазора возрастают добавочные потери. Применение магнитных клиньев позволяет сократить воздушный зазор в два раза с сохранением к.п.д. на прежнем уровне. Экономия меди обмотки возбуждения при этом составляет 25-50% от общей массы меди ротора или 15-30% общей массы машины при том же нагреве. Появляется возможность замены меди алюминием в обмотке возбуждения при тех при тех же значениях к.п.д. и температуры.
Для синхронных двигателей с электромашинными возбудителями постоянного тока работающих в режимах резкопеременных нагрузок хорошо зарекомендовала себя схема АРВ с применением электромашинных усилителей. Регулирование тока возбуждения в такой схеме осуществляется по активному току статора и коэффициенту мощности.
Статические системы возбуждения устанавливаются на СД с учетом их мощности и характера нагрузки.
Система смешанного возбуждения от выпрямленных тока и напряжения статора обычно применяется на двигателях мощностью 320 кВт и обеспечивает поддержание коэффициента мощности и перегрузочную способность двигателей при изменении нагрузки до 3. Во избежание повреждения диодов под действием большого тока статора и значительного индуктированного напряжения в обмотке возбуждения до тех пор пока индуцированное напряжение не снизится до приемлемого значения контролируемого реле минимального напряжения и тока статора данная схема обеспечивает естественное компаундирование возбуждения двигателя зависящее от его нагрузки.
Хорошими технико-экономическими показателями обладают системы возбуждения СД с тиристорами. Тиристорные возбудители с системами управления и автоматического регулирования тока возбуждения обеспечивают возбуждение двигателя во всех нормальных режимах работы ручное или автоматическое регулирование тока возбуждения подачу возбуждения при пуске двигателя в функции тока статора или времени гашение поля при отключении электродвигателя форсировку возбуждения кратностью не менее 14 при снижении напряжения на 20% и не менее 175 при номинальном напряжении питания длительностью 50 с. Они позволяют осуществлять прямой автотрансформаторный и реакторный пуски СД. Основным недостатком статических систем возбуждения является зависимость тока возбуждения от напряжения питающей сети.
В зависимости от характера нагрузки двигателя на тиристорном возбудителе устанавливают различные АРВ.
Разработанные схемы возбуждения с тиристорами имеющими двустороннюю проводимость (симисторами) позволяют ограничить напряжение на вводах обмотки возбуждения при пуске и других переходных режимах практически до амплитуды ЭДС вторичной обмотки трансформатора или напряжения сети поэтому не требуется приборов защиты от перенапряжений; создать режим эквивалентный включению пускового сопротивления для повышения вращающего момента двигателя в процессе его пуска осуществить быстрое гашение поля при нормальных и аварийных отключениях СД переводом преобразователя на работу с полярностью выпрямленного напряжения обратной предшествующему режиму возбуждения. Недостатком данной системы является применение большого числа тиристоров (при использовании встречно-параллельной схемы) и усложнение схемы управления преобразователем.
Принципиальная схема статической системы возбуждения с тиристорами изображена на рисунке 17.2. При включении выключателя ВМ в цепь статора СД подается напряжение. Подача возбуждения в обмотку ОВД происходит при достижении СД подсинхронной угловой скорости и включении тиристоров преобразователя. Преобразователь питает блок управления БУ на который воздействует релейная схема. При отпадании контакта реле тока РПТ после снижения пускового тока СД ниже заданного значения двигатель втягивается в синхронизм. При отключении выключателя СД с выдержкой времени включается реле инвертирования и тиристорный преобразователь переводится в режим обеспечивающий интенсивное гашение поля.
3 Способы пуска синхронного двигателя
Пуск синхронного двигателя непосредственным включением в сеть невозможен так как ротор из-за своей значительной инерции не может быть сразу увлечен вращающимся полем статора частота вращения которого устанавливается мгновенно. В результате устойчивая магнитная связь между статором и ротором не возникает. Для пуска синхронного двигателя приходится применять специальные способы сущность которых состоит в предварительном приведении ротора во вращение до синхронной или близкой к ней частоте при которой между статором и ротором устанавливается устойчивая магнитная связь.
3.1 Включение способом асинхронного пуска
Этот способ не требует дополнительного разгонного двигателя с помощью которого ротор синхронного двигателя разгоняется до угловой скорости близкой к синхронной.
При асинхронном пуске синхронный двигатель разгоняется до скорости близкой к синхронной за счет собственного асинхронного момента Ма появляющегося при включении обмотки якоря двигателя в сеть (см. рис. 59-1). После включения в сеть с напряжением Uс и частотой fc токи в обмотке якоря образуют магнитное поле вращающееся со скоростью . При перемещении вращающегося поля относительно ротора со скоростью в его обмотке возбуждения замкнутой на гасительное сопротивление Rг и в демпферной обмотке представляющей собой неравно-шаговую короткозамкнутую обмотку индуктируются токи частоты sfc (здесь — угловая скорость ротора s — скольжение).
В результате взаимодействия токов индуктированных в корот-козамкнутых контурах ротора с вращающимся полем на ротор действует асинхронный электромагнитный момент Мa той же природы что и в асинхронных машинах. Большая часть асинхронного момента образуется за счет токов индуктированных в демпферной обмотке. Поэтому параметры демпферной обмотки (ее активные и индуктивные сопротивления зависящие от числа размеров и материала стержней) выбираются при проектировании исходя из пусковых условий таким образом чтобы обеспечивался достаточный асинхронный момент на всех стадиях пуска. В связи с этим демпферную обмотку в синхронных двигателях предназначенных для асинхронного пуска называют пусковой обмоткой.
На размеры демпферной обмотки синхронного двигателя оказывает влияние внешний момент Мв который должен быть преодолен при пуске. Во всех случаях размеры демпферной обмотки должны быть таковы чтобы ее температура к концу пуска не превосходила 250°С. Для обеспечения достаточно высокого асинхронного момента синхронные двигатели снабжаются продольно-поперечной демпферной обмоткой все стержни которой присоединены к короткозамыкающим кольцам расположенным на торцевых сторонах полюсов. Конструктивно кольца образуются из проводящих сегментов объединяющих стержни одного полюса и гибких перемычек связывающих сегменты соседних полюсов.
Зависимость асинхронного момента от скольжения получается примерно такой же как в асинхронной машине с одной короткозам-кнутой обмоткой на роторе .
Теория асинхронной машины может быть распространена на асинхронные режимы синхронной машины после замены двух короткозамкнутых обмоток на ее роторе (0В и OD) на одну короткозамкнутую обмотку с эквивалентными параметрами R'2 и Х'2. Тогда асинхронный момент в синхронной машине может быть приближенно рассчитан без учета одноосного эффекта:
Применительно к асинхронному режиму синхронной машины использованные здесь обозначения имеют следующий смысл: т1=m — число фаз обмотки якоря; U1=Uc — напряжение системы; — угловая скорость поля; R1— активное сопротивление фазы якоря; R2 — эквивалентное активное сопротивление роторных контуров (демферной обмотки и обмотки возбуждения) приведенное к обмотке якоря; Xк = X1 + Х'2 — индуктивное сопротивление обмотки якоря при s = 1 в котором — индуктивное сопротивление рассеяния обмотки якоря; Х'2 — эквивалентное индуктивное сопротивление рассеяния роторных контуров (0В и OD) приведенное к обмотке якоря. Примерный вид зависимости асинхронного момента синхронного двигателя от скольжения Ма = f(s) показан на рисунке приведенном на плакате. При трогании с места когда скольжение S=1 на ротор действует начальный пусковой момент Мп; при скольжении smax появляется максимальный момент Мa max .
В образовании асинхронного момента кроме демпферной обмотки принимает участие и обмотка возбуждения представляющая собой однофазную обмотку. Индуктированные в ней токи создают пульсирующее поле направленное по продольной оси а не вращающееся поле которое образуют токи в многофазной демпферной обмотке. Вследствие этого в кривой асинхронного момента появляется «провал» в области скольжения s = 05 который может ухудшить пуск двигателя. Благоприятное влияние на характеристику асинхронного момента оказывает включение в сеть обмотки возбуждения дополнительного сопротивления в виде гасительного сопротивления Rг (характеристика при на рисунке существенно лучше чем при Rг=0).
Следует заметить что обмотка возбуждения при пуске должна быть обязательно замкнута на возбудитель или на гасительное сопротивление так как на разомкнутой обмотке возбуждения появляются значительные напряжения которые могут повредить изоляцию обмотки и вывести машину из строя. В начале пуска когда и скорость вращения поля относительно ротора велика на разомкнутой обмотке возбуждения индуктируется напряжение
где Uф — фазное напряжение обмотки якоря;
wf — число витков 0В на один полюс
q и uп — число пазов якоря на полюс и фазу и число проводов в пазу.
Индуктированное напряжение на 0В может превышать в 3—5 раз Иф и составлять 20—50 кВ превышая номинальное напряжение на которое рассчитана изоляция обмотки примерно в 100 раз! При замыкании 0В накоротко индуктированное напряжение становится равным нулю при замыкании на оно также почти полностью исчезает и во всяком случае не превышает номинальное напряжение OB.
Асинхронный пуск синхронного двигателя происходит так же как пуск асинхронного двигателя. Момент сопротивления на валу двигателя Мв должен быть в процессе пуска меньше чем действующий на ротор асинхронный момент Ма. При этом как видно из уравнения движения разгон будет происходить с ускорением
где J — момент инерции вращающихся частей и угловая скорость может быть доведена до значения соответствующего равенству . Если входной момент двигателя достаточно велик и скольжение s0 при удовлетворяет то после включения АГП и появления тока в обмотке возбуждения двигатель втянется в синхронизм. Если момент сопротивления велик пуск производят при номинальном напряжении Uc= Uн. Начальный пусковой ток (т. е. установившийся ток в якоре при s = 1) при этих условиях довольно значителен где — номинальный ток в синхронном режиме.
Соответственно значительны токи в пусковой обмотке. В тех случаях когда условия пуска тяжелы температура пусковой обмотки может превзойти допустимый предел (250°С). Снижение этой температуры достигается пуском при пониженном напряжении Uс Uн. Напряжение Uс уменьшается с помощью реактора или автотрансформатора. Однако при этом существенно уменьшается асинхронный момент пропорциональный квадрату напряжения U2с и пуск двигателя затягивается.
Асинхронный пуск двигателя при номинальном напряжении производится по схеме приведенной на плокате. Он может быть разбит на несколько этапов:
Перед включением якоря в сеть 0В отключается от возбудителя (K1 разомкнут) и замыкается на гасительное сопротивление Rг (К2 замкнут). Делается это путем выключения АГП (автомата гашения поля) объединяющего контакты K1 и К2.
Обмотка якоря с помощью К присоединяется к сети с напряжением Uс (контакты К замыкаются). Под действием асинхронного момента ротор разгоняется до скольжения So. В зависимости от мощности и угловой скорости двигателя этот процесс занимает несколько секунд или несколько минут (последнее в крупных двигателях). При угловой скорости возбудитель самовозбуждается и на его выводах появляется напряжение Uв (перед началом пуска регулировочный реостат РР устанавливается в такое положение чтобы напряжение Ив было достаточным для получения необходимого тока возбуждения If = UвRf).
При угловой скорости включается АГП и обмотка возбуждения присоединяется к возбудителю В на напряжение Uв. При этом сначала замыкается К1 а потом размыкается K2 чтобы на мгновение 0В не осталась разомкнутой и не вышла из строя. В процессе нарастания тока возбуждения так же как в способе самосинхронизации ротор двигателя втягивается в синхронизм (если S0 достаточно мало). Этому способствует асинхронный момент.
Если пуск производится под нагрузкой то заранее Uв подбирается таким образом чтобы установился синхронный режим с требуемым cos. При пуске без нагрузки т. е. при после втягивания в синхронизм двигатель нагружается требуемым моментом Мв и устанавливается ток возбуждения при котором генерируется необходимая реактивная мощность.
Работа синхронной машины в асинхронном режиме и ресинхронизация
Демпферную обмотку на роторе имеют почти все синхронные машины (в особенности крупные).
В явнополюсных машинах с массивными стальными полюсами демпферный эффект создается вихревыми токами в наконечниках полюсов. Как мы видели синхронные двигатели (и синхронные компенсаторы) снабжаются демпферной обмоткой того или иного исполнения предназначенной для их асинхронного пуска. После завершения пуска и втягивания в синхронизм токи в этой обмотке в установившемся режиме отсутствуют.
Однако при любых переходных процессах связанных с изменением напряжения тока возбуждения или внешнего момента изменяется потокосцепление с демпферной обмоткой и в ней появляются индуктированные токи которые способствуют более благоприятному протеканию переходных процессов. Поэтому демпферная обмотка имеется не только в двигателях но и во всех крупных генераторах. Это придает синхронным машинам ряд ценных свойств из числа которых важнейшим является способность работать не только в синхронном режиме но и в асинхронном режиме в случае выпадения из синхронизма. Существенно также и то что асинхронный момент возникает и при кратковременных отклонениях угловой скорости ротора от синхронной например при переходе к новому режиму сопровождающемуся изменением угла . При этом появление асинхронного момента способствует более плавному переходу к новому режиму в котором снова восстанавливается синхронное движение ротора.
Причиной выпадения из синхронизма может явиться снижение напряжения в сети уменьшение тока возбуждения или резкое увеличение внешнего момента. Выпадение из синхронизма произойдет в том случае если внешний момент превзойдет максимальный синхронный момент Мс max. После выпадения из синхронизма угловая скорость ротора под действием внешнего момента становится больше синхронной если машина работала до этого генератором или меньше синхронной если она работала двигателем.
По мере отклонения скорости ротора от скорости поля скольжение возрастает постепенно увеличивается асинхронный электромагнитный момент и при некотором скольжении s внешний момент может быть уравновешен асинхронным электромагнитным моментом.
Возможность работы синхронной машины после выпадения из синхронизма в асинхронном режиме определяется характеристикой асинхронного момента машины.
После выпадения из синхронизма синхронная машина во многих случаях может перейти в асинхронный режим. Возникает вопрос нужно ли сохранять этот режим и насколько длительно он может продолжаться?
Первое что следует сделать после перехода в асинхронный режим — это снять возбуждение отключив АГП и замкнув обмотку возбуждения на гасительное сопротивление. При этом исчезает знакопеременный синхронный момент вызывающий колебания угловой скорости и токов в обмотке якоря. После отключения тока возбуждения устанавливается асинхронный режим со скольжением s в котором сохраняется прежняя активная мощность Р. Однако реактивная мощность в сеть не генерируется а наоборот потребляется из сети (реактивная составляющая тока отстает как в асинхронной машине от напряжения в сети).
Допустимая длительность асинхронного режима зависит от потерь выделяющихся в короткозамкнутых контурах ротора:
Она должна быть оценена заранее проведенными тепловыми расчетами. Длительная работа в асинхронном режиме обычно возможна при несколько сниженной мощности (например в турбогенераторах до 50—70% Рн). Имея в виду что в асинхронном режиме машина не генерирует в систему реактивную мощность после устранения неисправностей приведших к выпадению из синхронизма машина должна быть снова переведена в синхронный режим. Процесс перевода из асинхронного режима в синхронный называется ресинхронизацией.
3.2. Частотный пуск синхронного двигателя
При частотном пуске плавно изменяется (увеличивается) частота напряжения в статорной обмотке. Преобразователь частоты в электротехнике — устройство для изменения частоты электрического напряжения (тока). Применяется в системах питания регулируемого электропривода и магнитных усилителей для согласования двух или более систем переменного тока с различной частотой ит.д. Различают преобразователи частоты статические (ПС) электромашинные (ПЧМ) и комбинированные. ПС разделяют в свою очередь на электромагнитные (ПЧЭ) и вентильные (ПЧВ). Действие ПЧЭ основано на изменении формы переменного синусоидального напряжения при помощи магнитных нелинейных элементов например дросселей и трансформаторов с насыщающимися сердечниками с последующим выделением составляющей напряжения требуемой частоты. ПЧЭ служат делителями и умножителями частоты; кпд ПЧЭ 70—80%. В ПЧВ в качестве вентилей обычно применяют транзисторы и тиристоры. Тиристорные ПС бывают трёх типов: с непосредственной связью с промежуточным звеном постоянного тока и с промежуточным звеном переменного тока повышенной частоты. ПС с непосредственной связью (к числу которых можно отнести и выпрямители тока) применяют в мощных промышленных электроприводах переменного тока электроприводах переменного тока автономных энергосистем с генераторами повышенной частоты в устройствах централизованного электроснабжения пассажирских поездов. Кпд таких ПС достигает 95—98%. ПС с промежуточным звеном постоянного тока представляет собой двухзвенный преобразователь частоты во входном звене которого установлен выпрямитель а в выходном — автономный инвертор. Такие ПС применяют в промышленных и тяговых электроприводах переменного тока мощностью до 3—5 Мва когда требуется плавное регулирование частоты и напряжения. Их кпд несколько ниже чем у предыдущих. Менее распространены ПС с промежуточным звеном с повышенной по сравнению с питающей частотой. В таких ПС во входном звене установлен автономный инвертор а в выходном — ПС с непосредственной связью. К промежуточным шинам переменного тока могут подключаться потребители электроэнергии работающие на повышенной частоте. Кпд ПС этого типа ниже чем кпд ПС с промежуточным звеном постоянного тока.
Правила устройства электроустановокМ.:Госэнергонадзор2001.-648 с.: ил.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1987.
Справочник по проектированию электроснабженияПод ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат 1990.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. В 2-х кн. М.: энергия 1973.
Электротехнический справочник: В 4-х т. Т2. Электротехнические изделия и устройстваПод общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова А.Ф. Дьякова Н.Ф. Ильинского и др. - 8-е изд. испр. и доп.-М: Издательство МЭИ 2001. – 518с.
Максименко Н.Н. Попов А.А. Руководящие указания по расчету заземляющих устройств электроустановок напряжением 04-220 кВ сооружаемых и эксплуатируемых в районах Крайнего севера. Норильск 1985.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов.- М.: Энергия1991.– 640с.; ил.
Переходные процессы в системах электроснабжения: УчебникВ.Н. Винославский Г.Г. Пивняк и др.; Под ред. В.Н. Винославского. – К.: Выща шк. Головное издательство 1989. – 422 с.: ил.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.–2-е изд. перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат1986.–640с.; ил.
Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд.5-е перераб. и доп. - М. "Энергия " 1974; 680 с.; ил.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок - М. :Госэнергонадзор 2001.
Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов. –2-е изд. испр. и доп.–Мн.: Выш. шк. 1988.–308 с.:ил.
Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий (система ТОР ЭО). - М.: Энергоатомиздат 1989.

РЗА.dwg

В СХЕМУ СИЛОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Ав Автоматический выключатель
YAC Электромагнит включения
YAT Электромагнит отключения
КБВ Блок контакт включения
КБО Блок контакт отключения
КБП Блок контакт против прыгания
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
КL.2KL Промежуточное реле
КН--2КН Указательное реле
Е 80 Преобразователь изменений акт. тока
синхронного двигателя
предприятия по переработке

Экономика.dwg

Технико-экономические
I.Технические показатели
Активная мощность предприятия
Полная мощность предприятия
Количество цеховых подстанций
II.Экономические показатели
Балансовая стоимость основных фондов
Стоимость эл.энергии потребляемой за год
Амортизационные отчисления
ФОТ ремонтного персонала
Численность ремонтного персонала
Численность эксплуатационного персонала
ФОТ эксплуатационного персонала
Суммарные годовые затраты
Себестоимость потребления электроэнергии
Потребляемая за год электроэнергия
предприятия по переработке

План ГПП.dwg

Трансформатор собственных нужд
Конструктивная разработка ГПП
Аккумуляторные батареи
Трансформатор напряжения
Выключатель маломаслянный
Трансформатор силовой
Ограничитель перенапряжения
Зарядно - выпрямительное устройство
предприятия по переработке

Курс2.dwg

Электроснабжение МЦ-1
ВВТЕL-10-12.51000 У2
Расчетная активная нагрузка
Принципиальная схема
предприятия по переработке

Спецчасть.dwg

Электроснабжение МЦ-1
кроме трансформаторов ТП-11-1 и ТП-11-6 типа ТНЗ-1000-100
В цехе установлены однотипные трансформаторы ТСЗ-1000-100
Схема статической системы возбуждения
с тиристорным управлением и с асинхронным пуском
Схема с частотным пуском и статической системы возбуждения
с тиристорным управлением
Примерный вид зависимости асинхронного двигателя от скольжения
СУВ - система управления возбуждением
ТП - тиристорный преобразователь
ПЧ - преобразователь частоты
РПТ - реле пускового тока
M - начальный пусковой момент действующий на ротор
при трогании с места
когда скольжение s = 1
M - максимальный момент появляющийся при скольжении
предприятия по переработке
Способы пуска и режимы
синхронных двигателей