Проектирование системы электроснабжения авиаремонтного завода ОАО Авиатех

Релейная защита.cdw

ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
Принципиальная схема защиты и
автоматики трансформаторов
(Интерфейс "Токовая петля)
(к устройству сопряжения)
К компьютеру при отладке
На схему управления РПН
На предупр.сигнализацию
На аварийную сигнализацию
выключателя стороны НН
смежного выключателя
Газовая защита тр-ра
Технологическая защ.
Неисправность обдува
Сигнализация газовой защ.
Сигнал. пуска техн. защ.
Датчик температуры 55
Датчик температуры 45
Внешнее отключение 1
Устройство защиты двухобмоточного
трансформатора c ращепленной обмоткой "Сириус-Т

Генплан Авиатех3.4.cdw

Электроремонтный цех
Ремонтно-механический цех
Сборочно-производственный корпус №1
Деревообрабатывающий цех
Сборочно-производственный корпус №2
Сборочно-производственный корпус №3
Сборочно-производственный корпус №4
Аэродромное хозяйство
Модельно-испыталеный корпус
Автотранспортное хозяйство
Штампово-заготовочный цех
Конструкторское бюро
Цех лакокрасочных покрытий
Административный корпус
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Генплан с картограммой нагрузок
- номер цеха по плану
- расчетная нагрузка цеха
- масштаб нагрузки 0
- двухтрансформаторная подстанция
- распределительный пункт 10 кВ
Все кабельные линии выполнены кабелем марки АПвПу
- однотрансформаторная подстанция
- прокладка кабеля в асбестовой трубе
- прокладка кабеля по конструкциям
- распределительный щит 0
Условные обозначения:
- центр нагрузки предприятия

Однолинейная схема-3.cdw

Дугосталеплавильная печь
ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
электроснабжения предприятия
см. чертеж "Однолинейная схема электроснабжения предприятия"
Выключатель вакуумный c пружинным приводом VD4
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-У3
Предохранитель ПКН 001-10
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Ограничитель перенапряжения ОПН-KPTEL-1011
ТТ нулевой последовательности ТЗЛМ-10
Условные обозначения:
автоматический ввод резерва
токовая защита от перегрузки
МТЗ с независимой выдержкой времени

Экология.cdw

по уровню энергозатрат
Температура поверхностей
Относительная влажность
СанПиН 2.2.4.548-96 «Санитарно-гигиенические требования к микроклимату производственных
Не предусматривается
вытяжная с пятикратным
Должны быть выполнены следущие мероприятия:
- с линии должно быть снято напряжение выключателями и линейными разъединителями
на концах она должна быть заземлена
а на приводах линейных разъединителей должны быть вывешены плакаты
НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТА НА ЛИНИИ". Эти мероприятия выполняются персоналом станции и подстанции;
- на месте работ на провода линии должны быть при необходимости наложены заземления.
Перед наложением заземлений должно быть проверено отсутствие на линии напряжения.
Мероприятия на месте работ выполняются ремонтным или оперативно-ремонтным персоналом.
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Безопасность и экологичность проекта
Таблица 1 - Допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах
Таблица 2 - Системы отопления и вентиляции
СНиП 41-01-2003 «Отопление
вентиляция и кондиционирование»
Технические мероприятия
обеспечивающие безопасность работ на воздушных линиях электропередач"

Однолинейная схема-1.cdw

ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
электроснабжения предприятия
Условные обозначения:
автоматический ввод резерва
токовая защита от перегрузки
МТЗ с независимой выдержкой времени
дифференциальная защита трансформатора
газовая защита трансформатора
ТТ нулевой последовательности ТЗЛМ-10
Трансформатор собственных нужд ТСЗ-4010
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Предохранитель ПКТ-101-10-31
Предохранитель ПКН 001-10
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-У3
Выключатель вакуумный c пружинным приводом VD4
Ограничитель перенапряжения ОПН-KPTEL-1011
Заземлитель нейтрали ЗОН-СЭЩ-110ПУХЛ1
Силовой трансформатор ТPДН-32000110
Ограничитель перенапряжения PEXLIM R
Трансформатор тока TG 145-150
РГП-СЭЩ-з2-II-1101250-УХЛ1
Выключатель элегазовый LTB-145D1B
см. чертеж "Однолинейная схема электроснабжения"
РГП-СЭЩ-з1-II-1101250-УХЛ1

Однолинейная схема-2.cdw

ДП-НГТУ-140211-(08-ЭС-2)-14
Проектирование системы
электроснабжения авиаремонтного
электроснабжения предприятия
Ввод с силовых трансформаторов Т1
см. чертеж "Однолинейная схема электроснабжения предприятия "
Выключатель вакуумный c пружинным приводом VD4
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-У3
Предохранитель ПКН 001-10
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Ограничитель перенапряжения ОПН-KPTEL-1011
ТТ нулевой последовательности ТЗЛМ-10
см. чертеж "Однолинейная схема электроснабжения"
Условные обозначения:
автоматический ввод резерва
токовая защита от перегрузки
МТЗ с независимой выдержкой времени

Титульный лист1.docx

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

Диплом-Сизов 08-ЭС-2 (Восстановлен).docx

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЗАВОДА6
2 Состав и характеристика потребителей8
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 04 КВ16
ВЫБОР ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ22
1 Выбор числа и мощности цеховых ТП22
2 Компенсация реактивной мощности на стороне 04 кВ26
3 Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ31
РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА СТОРОНЕ 10 КВ34
1 Расчет электрических нагрузок потребителей 10 кВ34
2 Расчет потерь в цеховых трансформаторах36
3 Определение расчетных нагрузок в целом по заводу38
4 Решение вопросов компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ40
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП41
1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП41
2 Построение картограммы нагрузок завода и определение места расположения ГПП РП и цеховых ТП42
ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА С ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ ОБОСНОВАНИЕМ47
1 Выбор схем электроснабжения завода47
2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем49
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ60
ВЫБОР АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ73
1 Выбор питающих линий и ошиновки ОРУ 110 кВ ГПП73
2 Выбор схемы и оборудования ОРУ 110 кВ76
3 Выбор электрооборудования 10 кВ85
3.1 Выбор трансформатора собственных нужд 10 кВ ГП85
3.2 Выбор схемы и оборудования ЗРУ 10 кВ87
4 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ101
5 Выбор ошиновки НН трансформатора до вводных ячеек РУ-10кВ108
6 Выбор вида и источников оперативного тока110
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ113
1 Расчет уровней напряжения на шинах 04 кВ цеховых ТП114
1.1 Расчёт уровней напряжения в период максимальных нагрузок117
1.2 Расчёт уровней напряжения в период минимальных нагрузок121
2 Расчет колебания напряжения124
3 Расчет коэффициента несинусоидальности кривой напряжения126
КАНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ЗАВОДУ129
1 Расчет уставок защит трансформаторов132
2 Расчет релейной защиты высоковольтных электродвигателей139
ИЗМЕРЕНИЕ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ143
ЗАЗЕМЛЕНИЕ И МОЛНИЕЗАЩИТА ГПП149
1 Расчёт защитного заземления ГПП149
2 Расчёт молниезащиты ГПП156
При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия предусмотрены гибкость системы и оптимизация параметров путём выбора номинальных напряжений условий присоединения к энергосистеме рационального выбора числа и мощности трансформаторов выбора более современных типов электрооборудования и аппаратуры схем распределительных и цеховых электрических сетей средств компенсации реактивной мощности устройств регулирования напряжения и системы обслуживания.
Большое внимание в проекте уделено вопросам необходимой надежности электроснабжения обеспечения качества электроэнергии завода быстродействия и селективности устройств релейной защиты и оперативной автоматики принятию технических решений по размещению и компоновке подстанций в соответствии с требованиями ПУЭ ПТБ ТБ.
Краткое описание завода
Рядом с заводом имеется разветвленная сеть автомобильных и железных дорог. На территории предприятия занимающего площадь 649 га расположено 22 производственных и вспомогательных зданий и ГПП.
Источником питания для данного предприятия являются разные секции сборных шин 110кВ ГРЭС. Расстояние от ГРЭС – 102 км. Питание осуществляется по двум воздушными ЛЭП. Мощность КЗ на шинах источника 1950 МВА. Предельно допустимое потребление реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы tg=048 о.е.. Уровень напряжения на шинах 110 кВ ПС энергосистемы в максимальном режиме и минимальном режиме ;
Годовое число часов использования максимума нагрузки на проектируемом заводе Тм=4370 ч.. Предприятие работает в две смены.
На рисунке 1.1 изображен генплан завода.
В таблице 1.1 приведен состав цехов завода.
Таблица 1.1 – Состав цехов завода
Сборочно-производственный корпус №1
Сборочно-производственный корпус №2
Сборочно-производственный корпус №3
Сборочно-производственный корпус №4
Модельно-испытательный корпус
Штампово-заготовительный цех
Цех лакокрасочных покрытий
Электроремонтный цех
Ремонтно-механический цех
Продолжение таблицы 1.1
Деревообрабатывающий цех
Аэродромное хозяйство
Автотранспортное хозяйство
Конструкторское бюро
Административный корпус
2 Состав и характеристика потребителей
сборочно-производственного корпуса;
модельно-испытательный корпус;
штампово-заготовительный цех;
цех лакокрасочных покрытий;
электроремонтный цех;
ремонтно-механический цех;
деревообрабатывающий цех;
а также вспомогательные цеха:
аэродромное хозяйство;
автотранспортное хозяйство;
конструкторское бюро;
административный корпус.
Наибольшая мощность потребляется термическим цехом. В нём осуществляется термическая обработка металлов – закалка отпуск и т.д.
Основными электроприемниками являются индукционные установки печи сопротивления станки вентиляторы и тепловые завесы подъёмно-транспортные механизмы насосы. Режим работы продолжительный кроме подъёмно-транспортных механизмов (ПКР). Питание от сети переменного тока напряжением 380 В.
В литейном цехе производится первичная переработка металла то есть переплав металла и разливка металла в машинах непрерывного литья заготовок.
В штампово-заготовительном цехе осуществляют процесс подготовки металла для дальнейшей переработки его в механических цехах. В процесс входят такие стадии как: разгрузка-погрузка заготовок сортировка и резка металла
В механических цехах осуществляется механообработка деталей. Основными потребителями энергии в таких цехах являются различные станки дуговая сварка печи сопротивления подъёмно-транспортные механизмы и насосы. В повторно-кратковременном режиме работают подъёмно-транспортные механизмы дуговая сварка Режим работы приводов продолжительный. Напряжения питания трехфазное переменное 380 В.
В сборочно-производственных корпусах происходит сборка конечной продукции. Электроприемниками цеха являются станки (токарные фрезерные и т.д.) автоматические линии вентиляторы насосы дуговая сварка печи сопротивления подъёмно-транспортные механизмы. Режимы работы - продолжительный и ПКР. Напряжение питания переменное – 380В.
Модельно-испытательный корпус служит для испытаний и проверки продукции. Режим работы цеха – продолжительный и ПКР. Напряжения питания трехфазное переменное 380 В.
Электроремонтный цех выполняет все виды ремонтов энергетического оборудования согласно системе ППР а также ремонт электрической части технологического оборудования. Режимы работы оборудования в цехе - продолжительный и ПКР. Напряжение питания переменное – 380В.
Ремонтно-механический цех необходим для ремонта заводского оборудования (станков трансформаторов электрических аппаратов и т. п.). Основными электроприёмниками являются металлорежущие станки дуговая сварка. К вспомогательным электроприемникам этого цеха относятся: подъёмно-транспортные механизмы вентиляторы насосы. Режим работы приводов механизмов продолжительный. В повторно-кратковременном режиме работают подъёмно-транспортные механизмы дуговая сварка. Напряжение питания переменное - 380 В.
Деревообрабатывающий цех служит для обработки и изготовления изделий из древесины. Основными электроприемниками цеха являются деревообрабатывающие станки. К вспомогательным электроприемникам этого цеха относятся: подъёмно-транспортные механизмы и вентиляторы. Режим работы приводов механизмов продолжительный. Напряжение питания электроприемников - трехфазное переменное 380 В.
Цех лакокрасочных покрытий предназначен для защитных и декоративных покрытий металлоизделий и металлоконструкций. Окрасочные линии и сушильные печи являются оснывными электроприёмниками цеха. Режимы работы оборудования в цехе - продолжительный и ПКР. Напряжение питания переменное - 380 В.
Компрессорная служит для производства сжатого воздуха необходимого в технологическом процессе (для прессов и устройств обработки металла давлением). Основными потребителями компрессорной являются компрессоры и вентиляторы. Режим работы приводов вентиляторов и компрессоров продолжительный график нагрузки практически постоянный. Напряжение питания переменное - 380 В.
Котельная служит для производства горячей воды и перегретого пара необходимого как в технологическом процессе так и в бытовых целях – паровое отопление. Основными электроприемниками котельной являются насосы. Режим работы продолжительный. Напряжение питания насосов трехфазное переменное – 380 В.
Основными задачами автотранспортного хозяйства являются: обеспечение внутризаводских перевозок; доставка на предприятие сырья материалов комплектующих изделий а также отгрузка готовой продукции; техническое обслуживание и ремонт транспортных средств.
Аэродромное хозяйство и ангарный комплекс предназначены для хранения и обслуживания авиатехники.
Складской комплекс предназначен для хранения продукции. На складах установлены конвейеры краны для транспортировки грузов. Напряжение питания электроприемников - трехфазное переменное 380 В.
Конструкторское бюро и административный корпус. Основными потребителями электрической энергии здесь являются освещение бытовая и оргтехника вентиляторы. Напряжение питания переменное - 220 В.
Электроосвещение цехов является однофазным потребителем. Напряжение питания переменное - 220 В. Все светильники в цехах размещаются равномерно на три фазы что снижает мигание источников света и уменьшает несимметрию напряжения цеховых сетей.
В машиностроительной отрасли потребители преимущественно относятся ко второй категории по степени бесперебойности питания и допускаются к непродолжительным отключениям электроснабжения на время включения резервного питания действиями обслуживающего персонала или выездной оперативной бригады.
К нагрузкам первой категории относятся электроприемники компрессорной и котельной аварийное освещение устройства связи и пожарная сигнализация.
В таблицах 1.2 1.3 приведены исходные данные по нагрузкам цехов.
Таблица 1.2 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок 04кВ
Наименование узлов и групп электроприемников
Металлорежущие станки
Вентиляторы и тепловые завесы
Подъемно-транспортные механизмы
Станочное оборудование
Автоматические линии
Сборочное оборудование
Продолжение таблицы 1.2
Испытательные установки
Штампово-заготовительный цех (производство)
Прессовое оборудование
Участок заготовки (гильотины ножницы и т.п.)
Установки плазменной резки металла
Печи сопротивления (04кВ)
Индукционные установки (04кВ)
Литейные машины (04кВ)
Окрасочные линии (2 шт.)
Испытательные стенды и установки
Деревообрабатывающие станки
Вентиляторы дымососы
Радиолокационное оборудование
Системы связи и сигнализации
Бытовая и оргтехника
Подъемно-транспортное оборудование
Таблица 1.3 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок 10кВ
Наименование электроприемников и их установленная мощность
Модельно-испыт. корпус
Расчет электрических нагрузок 04 кВ
Промышленные предприятия потребляют около двух третей вырабатываемой в стране энергии. Основными элементами систем электроснабжения промышленных предприятий являются электрические сети а также различные трансформаторные и преобразовательные подстанции. Выбор этих элементов производится по расчетным электрическим нагрузкам. Занижение расчетных нагрузок приведет к перегревам элементов систем электроснабжения и ускоренному их износу завышение расчетных нагрузок проводит к излишним капиталовложениям и затратам на системы электроснабжения. Из сказанного ясно какое важное значение имеют разработка и внедрение в практику проектирования систем электроснабжения научно обоснованных и достаточно точных методов расчета электрических нагрузок.
Расчет электрических нагрузок основывается на опытных данных и обобщениях выполненных с применением методов математической статистики и теории вероятности.
Расчет начинают с определения номинальной мощности каждого электроприемника независимо от технологического процесса средней мощности (мощности затраченной в течение наиболее загруженной смены) и максимальной расчетной мощности участка цеха завода.
Исходные данные для расчета нагрузок 04 кВ приведены в таблице 1.2.
При отсутствии данных о количестве электроприемников допускается определять нагрузку по методу коэффициента спроса . Метод коэффициента спроса наиболее прост широко распространен. Он заключается в использовании выражения:
По известной (задаваемой) величине и табличным значениям находим:
где - средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки цеха участка и т.д.
По справочнику [?] выбираем и .
Пример расчета металлорежущих станков в механическом цехе №1:
Расчет нагрузок 04 кВ производим по методу коэффициента спроса. Результаты расчета нагрузок цехов сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Результат расчета нагрузки 04 кВ
Продолжение таблицы 2.1
Подъемно-транспортное оборуд-е
Выбор цеховых трансформаторных подстанций
1 Выбор числа и мощности цеховых ТП
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснован так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. Для удобства эксплуатации систем промышленного электроснабжения необходимо стремиться к применению не более двух - трех стандартных мощностей трансформаторов что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов.
Для цеховых понижающих трансформаторов существует экономически выгодная номинальная мощность трансформаторов которая принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки : = 1000 кВА при 02 кВАм2;
= 1600 кВА при =0203 кВАм2;
= 2500 кВА при > 03 кВАм2.
При 04 кВАм2 следует применять двухтрансформаторные подстанции независимо от категории бесперебойности питания.
где - максимальная расчетная нагрузка цеха кВА;
Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки
где - добавка до ближайшего большего целого числа;
- коэффициент загрузки трансформаторов рекомендуется принимать: = 06507 при двухтрансформаторных подстанциях и преобладании нагрузок I категории по степени бесперебойности питания; = 0708 при двухтрансформаторных подстанциях и потребителях II и III категорий; = 09095 при однотрансформаторных подстанциях и нагрузке II и III категорий. Исходя из выше указанного принимаем = 085 для цехов с потребителями II и III категории и = 07 - для цехов с потребителями I категории.
В качестве расчетной нагрузки можно принимать среднесменную нагрузку цеха.
Экономически оптимальное число трансформаторов
где - дополнительное число трансформаторов.
Фактический коэффициент загрузки находим по формуле:
Для экономичности схемы электроснабжения несколько цехов и зданий с небольшой нагрузкой запитываем от одной подстанции.
Пример расчета трансформаторов для механического цеха №1:
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Мощность трансформаторов уточняется после определения необходимости компенсации реактивной мощности и выбора вида компенсирующих устройств.
Таблица 3.1 - Выбор числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях
Как видно из таблицы 3.1 для некоторых цехов и комплексов с малой нагрузкой 04 кВ коэффициент загрузки трансформаторов слишком мал что нецелесообразно с экономической и практической точек зрения. Поскольку имеется резерв мощности в основных цехах питание цехов и комплексов с малой нагрузкой производим от шин 04 кВ КТП основных цехов.
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций с учетом распределения нагрузки между цехами сводим в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 - Выбор числа и мощности КТП с учетом распределения нагрузки между цехами
Цех лакокрасочных покрытий; Складской комплекс
Механический цех №1;
Сборочно-производственный корпус №4;
Модельно-испытательный корпус;
Сборочно-производственный корпус №1;
Сборочно-производственный корпус №2;
Электроремонтный цех;
Сборочно-производственный корпус №3;
Ремонтно-механический цех;
Автотранспортное хозяйство; Аэродромное хозяйство
Штампово-заготовительный цех; Котельная
Конструкторское бюро;
Для электроснабжения цехов других зданий и наружных установок используются комплектные трансформаторные подстанции (КТП). На таких подстанциях установлены трансформаторы с закрытыми вводами (ТМЗ – с масляным охлаждением ТСЗ – сухие или ТНЗ – с негорючим заполнением). Для электроснабжения цехов и общих для них зданий выбираем трансформаторы ТМЗ.
Тип трансформаторов принимаем ТМЗ (трехфазные масляные с негорючим диэлектриком) общего назначения для комплектных трансформаторных подстанций.
Технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Технические данные трансформаторов
Номинальная мощность
Номинальное напряжение обмоток кВ
2 Компенсация реактивной мощности на стороне 04 кВ
Передача реактивной мощности вызывает дополнительные затраты на увеличение сечения проводников сетей и мощностей трансформаторов создает дополнительные потери электроэнергии. Кроме того увеличиваются потери напряжения за счет реактивной составляющей пропорциональной реактивной нагрузке и индуктивному сопротивлению что снижает качество электроэнергии по напряжению. Поэтому важное значение имеет компенсация реактивных нагрузок и повышение коэффициента мощности в системах электроснабжения предприятия.
Под компенсацией подразумевается установка местных источников реактивной мощности благодаря которой повышается пропускная способность сетей и трансформаторов а также уменьшаются потери электроэнергии.
Суммарная расчетная мощность конденсаторных батарей в сетях напряжением до 1000 В определяется:
при числе трансформаторов nтр ≤ 3 по коэффициенту реактивной мощности tgφэ (в расчетах принят tgφэ=048);
при числе трансформаторов nтр > 3 по двум критериям:
По минимуму суммарных приведённых затрат на конденсаторные установки и цеховые трансформаторные подстанции.
По минимуму суммарных приведённых затрат на конденсаторные установки и потери электроэнергии в сети предприятия напряжением 10кВ и в трансформаторах.
В первом случае мощность конденсаторных установок определяется выражением:
где – расчетная активная нагрузка цеха или группы цехов кВт;
– коэффициент реактивной мощности цеха до компенсации определяемый по формуле (3.6) о.е.;
– коэффициент реактивной мощности заданный энергосистемой (по заданию ) о.е.
где – расчетная реактивная нагрузка цеха или группы цехов квар.
Во втором случае основная мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В определяется первым критерием а по условию минимума потерь электроэнергии в сети предприятия напряжением 10 кВ (второй критерий) находится их дополнительная мощность.
Суммарная (основная и дополнительная) расчётная мощность определяется по формуле:
QКУ = QК1 + QК2.(3.7)
По первому критерию мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В следует определять исходя из целесообразности уменьшения количества цеховых трансформаторов или снижения их номинальной мощности (при том же количестве).
По выбранному количеству трансформаторов Nт.э вычисляем наибольшую реактивную мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В:
По значению QT находим суммарную мощность конденсаторов напряжением до 1000 В которую необходимо установить для данной группы трансформаторов согласно первому критерию:
где Qм - суммарная (наибольшая) расчетная реактивная нагрузка цеха.
Если окажется что QKl 0 то по первому критерию установка конденсаторов не требуется и принимаем QK1= 0.
Дополнительная суммарная мощность по второму критерию для данной группы трансформаторов определяется:
где - расчетный коэффициент значение которого зависит от показателей К1 К2 и схемы питания цеховых подстанций и определяется по рисунку 16 [?] (показатели К1 и К2 определяются по таблицам 13 и 14 [?] соответственно);
Nтэ - число трансформаторов определённое в пункте 3.1;
Sном.т - номинальная мощность трансформаторов ТП определённая в пункте 3.1.
Расчёт КРМ в сети 04 кВ производим по второму способу для подстанций с числом больше трёх (КТП 1-4; КТП 7-9; КТП 1011; КТП 2122). Для остальных подстанций рассчитываем КРМ первым способом. Результаты расчётов сводим в таблицу 3.4.
Результаты расчёта мощности компенсирующих устройств приведены в таблице 3.4.
В качестве источников реактивной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки типа УКМ58-04. При этом число конденсаторных установок должно быть не менее числа цеховых трансформаторов.
В качестве примера приведём расчёт низковольтных компенсирующих устройств для цеха лакокрасочных покрытий и складского комплекса.
Тангенс угла сдвига фаз до компенсации реактивной мощности:
Необходимая суммарная мощность компенсирующих устройств Qк.у кВар:
Результаты сводим в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 - Результаты расчёта компенсации реактивной мощности в сети 04 кВ
Цех лакокрасочных покрытий;
Продолжение таблицы 3.4
Производим выбор компенсирующих устройств и уточняем расчётные нагрузки :
где - суммарная мощность компенсирующих устройств квар;
- суммарная реактивная расчетная нагрузка цеха квар;
В качестве источников реактивной мощности используем комплексные конденсаторные установки с размещением их на шинах 04 кВ трансформаторной подстанции.
Результаты выбора компенсирующих устройств и уточнённые расчёты реактивной мощности в цехах приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 - Выбор компенсирующих устройств и уточнение расчёта реактивной мощности в цехах
Автотранспортное хозяйство;
3 Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ
После уточнения расчётных нагрузок цеха уточняем выбор числа и мощности цеховых трансформаторов.
Уточнённая максимальная расчётная нагрузка определяется по формуле:
где - расчётная активная нагрузка цеха кВт;
- уточнённая реактивная нагрузка цеха квар;
Коэффициент загрузки трансформатора определяется по выражению:
где - номинальная мощность трансформатора кВт;
- число трансформаторов в цехе шт;
Результаты выбора приведены в таблице 3.6.
Таблица 3.6 - Уточнение выбора числа и мощности цеховых трансформаторов
Продолжение таблицы 3.6
Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ
1 Расчет электрических нагрузок потребителей 10 кВ
Расчет электрических нагрузок потребителей на стороне 10 кВ выполняем методом коэффициента использования.
Активная расчётная мощность:
где - коэффициент использования;
- номинальная мощность электроприемника кВт;
- число электроприемников шт;
Реактивная расчётная мощность:
Полная расчётная мощность:
В качестве высоковольтных электрических двигателей будем применять асинхронные электродвигатели.
При выборе типа асинхронного двигателя учитываем его предназначение а также то что при одинаковой мощности электродвигатели с большим числом оборотов имеют меньшие массу габаритные размеры и стоимость а так же более высокие значения кпд и коэффициента мощности.
Выбор номинальной мощности электродвигателей производим исходя из условия :
0 кВт = 400 кВт – для литейного цеха ;
00 кВт = 2500 кВт – для модельно-испытательного корпуса.
Выбираем асинхронные двигатели типа ДАЗО и 4АЗМ.
Параметры двигателя ДАЗО-500YK1-4У1 для литейного цеха:
–номинальная активная мощность: 400 кВт;
–номинальное напряжение: 10 кВ;
–номинальная частота вращения: 1500 обмин;
–номинальный кпд: = 937%;
–номинальный коэффициент мощности: cosφ=086;
–кратность пускового тока .
Параметры двигателя 4АЗМ-250010000 УХЛ4 для модельно-испытательного корпуса:
–номинальная активная мощность: 2500 кВт;
–номинальная частота вращения: 2982 обмин;
–номинальный кпд: = 971%;
–номинальный коэффициент мощности: cosφ=089;
Произведем расчёт нагрузок 10 кВ для ВВ двигателей в модельно-испытательном корпусе:
Расчет нагрузок 10 кВ для остальных элеприёмников производится аналогично.
Результат записываем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Электрическая нагрузка потребителей на стороне 10 кВ
и групп электроприёмников
2 Расчет потерь в цеховых трансформаторах
Для расчёта потерь мощности в трансформаторах используем их паспортные данные.
Потери активной мощности в трансформаторах:
где - потери мощности холостого хода трансформатора кВт;
- потери мощности короткого замыкания кВт;
- коэффициент загрузки трансформатора о.е;
- число трансформаторов шт;
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
где - ток холостого хода трансформатора %;
- напряжение короткого замыкания %;
- номинальная мощность цехового трансформатора кВА.
Производем расчёт потерь мощности для термического цеха.
Аналогичные расчеты производим для остальных цехов. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2
Таблица 4.2 - Потери мощности в цеховых ТП
3 Определение расчетных нагрузок в целом по заводу
Активная реактивная и полная нагрузка на напряжение 10 кВ завода определяется по следующим выражениям:
где - активная и реактивная расчётные мощности низковольтных потребителей.
- активная и реактивная расчётные мощности высоковольтных потребителей.
- потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций;
- коэффициент разновременности максимумов нагрузки;
- число высоковольтных потребителей шт;
- число цеховых трансформаторов шт;
Результаты расчёта нагрузок 10 кВ и в целом по заводу приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Нагрузки на стороне 10 кВ и в целом по заводу
4 Решение вопросов компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ
Основными типами компенсирующих устройств в сетях 10 кВ промышленных предприятий являются конденсаторные установки и синхронные электродвигатели.
Для решения вопроса компенсации реактивной мощности используем высоковольтные конденсаторные батареи.
Энергосистемой задается экономически оптимальное значение коэффициента мощности предприятия . Экономически оптимальное значение реактивной мощности которая может быть передана предприятию в период максимальной нагрузки энергосистемы определяется по выражению:
Суммарная расчетная мощность высоковольтных конденсаторных установок определяется из условия баланса реактивной мощности:
В качестве компенсирующих устройств применяем комплектные конденсаторные установки типа УКРМ-10-1950-150-13-У3 в количестве 4 штук. Суммарная мощность установок:
QВКУ=19504=7800 квар.
Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10кВ:
Уточняем значение полной расчетной мощности:
Выбор трансформаторов ГПП
1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
В связи с тем что на предприятии находятся потребители I категории по бесперебойности электроснабжения устанавливаем на ГПП два трансформатора. Номинальная нагрузка каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции как правило определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой чтобы при выходе из строя одного трансформатора другой оставался в работе и с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению:
где Sр.т - расчётная мощность трансформатора кВА;
Sр.з - полная расчётная мощность завода кВА;
nт = 2 - число трансформаторов на ГПП шт;
Kз.т - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (Kз.т=065÷07 при питании от ГПП потребителей I и II категории Kз.т=075÷085 при питании от ГПП потребителей II и III категории).
При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток.
Из ряда стандартных мощностей трансформаторов выбираем двухобмоточный трансформатор типа ТРДН-32000110 номинальной мощностью Sном. т.=32 МВА.
Т – Трёхфазный трансформатор;
Р – Расщепленная обмотка низшего напряжения;
Д – Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла;
Н – Выполнение одной из обмоток с устройством РПН;
000 – Номинальная мощность трансформатора кВА;
0 - Класс напряжения обмотки ВН кВ;
Технические данные трансформатора приведены в таблице 5.1.
Напряжение обмоток кВ
Пределы регулирования
Таблица 5.1 - Технические данные трансформатора
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:
Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме:
2 Построение картограммы нагрузок завода и определение места расположения ГПП РП и цеховых ТП
Правильный выбор типа и мощности трансформаторов а также правильное размещение подстанции на предприятии является основой для рационального построения схемы распределения электрической энергии.
Особенно важен вопрос о размещении ГПП которая определяет схему предприятия. В этом случае проектирование систем электроснабжения осуществляется на основе генерального плана предприятия на который нанесены все производственные цеха и отдельные участки предприятия. Расположение цехов на генеральном плане предприятия определяется технологическим процессом производства а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.
Место расположения ГПП определяется геометрическим центром нагрузок предприятия. Для определения геометрического центра нагрузок строится картограмма нагрузок (рисунок 5.1).
Предполагается что нагрузки цехов равномерно распределены по площади цеха тогда расчетную нагрузку можно совместить с геометрическим центром цеха.
Для наглядности нагрузку цехов изображают с помощью кругов. Центр круга совмещают с геометрическим центром цеха а радиус круга находят по выражению:
m - масштаб нагрузки (принимаем масштаб m = 05 кВАмм2).
В цехах где имеется нагрузка как до так и выше 1000 В делаются два круга с разными масштабами.
Определяется геометрический центр нагрузок всего предприятия по выражению:
где - координаты центров нагрузки цехов;
Результаты расчётов сводим в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – Построение картограммы электрических нагрузок
Центр нагрузок находится в точке с координатами:
По расчетным данным центр электрических нагрузок предприятия (ЦЭН) находится на центральной дороге между механическими цехами. В данном месте располагать ГПП нельзя. Таким образом ГПП размещаем ниже и левее в точке с новыми координатами:
Расстояние от шин 10 кВ ГПП до высоковольтных потребителей литейного цеха не превышает 300 м (около 115 м) поэтому эти потребители должны запитываються от ГПП но так как в данном цехе сосредоточено большое количество электроприемников 10 кВ было решено запитывать их от РП. Расстояние от шин 10 кВ ГПП до высоковольтных потребителей модельно-испытательного корпуса составляет около 900м поэтому эти потребители необходимо запитывать от РП.
Цеховые трансформаторные подстанции применяем внутрицеховые или встроенные в здание цеха. Они должны быть максимально приближены к геометрическому центру нагрузок цеха и размещаться со стороны ГПП чтобы не было обратных перетоков мощности.
Рисунок 5.1 – Картограмма нагрузок завода
Выбор схемы электроснабжения завода с технико-экономическим обоснованием
1 Выбор схем электроснабжения завода
Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания линий электропередач осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию понизительных распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей и воздушных линий.
Требования предъявляемые к электроснабжению предприятий в основном зависят от потребляемой ими мощности характера электрических нагрузок особенностей производства климатических условий и других факторов. Схема электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям: надежность экономичность удобство и безопасность эксплуатации а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети.
Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того необходимо учитывать такие требования как характер размещения нагрузок по территории предприятия а также его потребляемую мощность.
Авиаремонтный завод относится к предприятиям средней установленной мощности (то есть мощность предприятия находится в пределах от 5 до 75МВт). В связи с этим принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I-ой категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально-возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации.
Резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии трансформаторы аппаратура) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок.
При секционировании всех звеньев системы электроснабжения начиная от шин ГПП должна быть предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов системы электроснабжения что снижает уровень токов короткого замыкания облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.
Радиальная схема рекомендуется когда нагрузка разнесена в разных направлениях от центра питания кроме того эта схема применяется для питания мощных РП.
Магистральная схема целесообразна при распределенных нагрузках ее достоинство в том что питая от одной ячейки несколько подстанций мы экономим на выключателях то есть более экономичная схема. От одной магистральной линии может питаться две - три подстанции мощностью от 1000 до 2500 кВА а если меньшей мощности 400-630 кВА то до пяти подстанций.
Смешанная схема получается когда часть подстанций питаются по радиальной схеме а часть по магистральной.
Питание цеховых подстанций осуществляется по смешанной схеме.
В принятой схеме электроснабжения питание КТП-1 КТП-2 КТП-3 КТП-4 КТП-5 КТП-6 КТП-7 КТП-8 КТП-9 КТП-13 КТП-14 КТП-15 КТП-16 КТП-17 КТП 18 осуществляется от шин РУ 10кВ ГПП кабельными линиями по магистральной схеме. Питание КТП-10 КТП-11 КТП-12 а также ВВ двигателей осуществляется кабельными линиями от шин РП-10 кВ установленного в модельно-испытательном корпусе по радиальной схеме.
Питание же КТП-19 и КТП-20 высоковольтных электродвигателей индукционных печей и ДСП литейного цеха возможно по двум вариантам:
) питание КТП-19 и КТП-20 высоковольтных двигателей и индукционных печей по радиальной схеме от РП2-10 кВ ДСП запитываются от РП1-10 кВ;
) питание КТП-19 и КТП-20 высоковольтных двигателей и индукционных печей литейного цеха по радиальной схеме от ГПП ДСП запитываются от РП1-10 кВ.
В обоих случаях ДСП будут запитываться от отдельного распределительного пункта РП1-10 кВ находящегося в литейном цехе.
Выбор наилучшего варианта производится на основании технико-экономических расчетов и рассмотрен в подразделе 6.2.
Все распределительные сети выполнены кабельными линиями проложенными в траншеях.
2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Технико-экономическое сравнение производится для двух вариантов построения схемы электроснабжения (рисунок 6.1 6.2).
Рисунок 6.1 – Схема питания КТП-19 КТП-20 ВВД индукцинных печей и ДСП (Вариант 1)
Рисунок 6.2 – Схема питания КТП-19 КТП-20 ВВД индукцинных печей и ДСП (Вариант 2)
Вариант 1. Предусматривается сооружение распределительного пункта (РП2-10 кВ) от которого получают питание КТП-19 КТП-20 высоковольтные двигатели и индукционные печи. Расстояние от ГПП до РП 115 метров.
Вариант 2. Предусматривается питание КТП-19 и КТП-20 высоковольтных двигателей и индукционных печей непосредственно от РУ-10 кВ ГПП радиальными линиями выполнеными кабелем марки ААШв проложенными по эстакаде.
Достоинства 1 варианта:
уменьшение ячеек на ГПП;
уменьшение расхода высоковольтного кабеля.
Недостатки 1 варианта:
увеличение времени действия релейной защиты;
увеличение капитальных затрат на строительство и монтаж оборудования РП.
Достоинства 2 варианта:
простота и надёжность;
уменьшение объема строительно-монтажных работ;
выдержка времени срабатывания релейной защиты меньше у одноступенчатой схемы чем у двухступенчатой.
Недостатки 2 варианта:
увеличенный расход кабеля;
большие потери в кабельных линиях.
Наиболее экономичным решением электроснабжения будет вариант отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты.
Выбор наилучшего варианта производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» Москва 2000 г.
Выбор варианта осуществляется в соответствии с этими рекомендациями сопоставлением экономических эффектов.
Технико-экономические обоснования базируются в общем случае на методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов то есть главным критерием оценки таких проектов является максимум эффекта:
Эт = Рт – Зт = max (6.1)
Однако данные проекты характеризуются тем что выгоды по ним которые определяются как произведение объемов сбываемой продукции на ее цену не изменяются то есть Рт=const. Это объясняется тем что конечный результат определяют технологи а не проектировщики систем электроснабжения предприятий.
Таким образом при постоянстве полезного результата максимум эффекта будет при минимуме затрат по проекту то есть:
Если предположить что по годам затраты так же будут неизменными то критерий сравнительной экономической эффективности принимает вид:
Зт = р · К + Сэ = Кг + Сэ (6.3)
где К - капитальные затраты сравниваемых вариантов электроснабжения руб;
Кг - годовые приведённые капитальные затраты руб;
Р - суммарный коэффициент отчислений от капитальных затрат:
p = r + pa + pро(6.4)
где ра - коэффициент отчислений на амортизацию (норма амортизации);
рро - коэффициент отчислений на текущий ремонт и эксплуатацию;
Реальная процентная ставка r рассчитывается при следующих значениях
nн = 020 1год - номинальная процентная ставка;
b = 08 1год - уровень инфляции;
Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии руб;
Коэффициенты отчислений для разных элементов электроснабжения сводим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения
Элементы системы электроснабжения
Значения коэффициентов доли ед.
p = r + pa + pро 1год
Кабельные линии 10 кВ
Приведённые затраты определяются только для тех элементов которые различаются в сравниваемых вариантах.
Наиболее экономичным считается вариант который при прочих равных условиях имеет наименьшие приведённые затраты.
Сравниваемые варианты схемы электроснабжения могут различаться надежностью под которой понимается способность бесперебойного обеспечения потребителей электроэнергией заданных качества и количества. В этом случае эффективность капиталовложений оценивается с учетом народнохозяйственного ущерба возникающего при перерывах электроснабжения или недопустимых отклонениях показателях качества электроэнергии.
Мы в расчетах не учитываем значение годового ущерба так как считаем надежность схемы электроснабжения обоих вариантах одинаковой.
Определение капитальных затрат
Определяем цены на оборудование и заносим найденные значения в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Капитальные затраты на электрооборудование
Маркасечение кабеля и способ прокладки
Капитальные затраты на сооружение 1 км КЛ или РП включая стоимость КЛ (РП) и монтажа руб
Капитальные затраты на длину КЛ и РП руб
Кабель силовой АПвПу 3х(1x63095) по эстакаде
Кабель силовой АПвПу (3x35)
Кабель силовой АПвПу (3x50)
РП – ИСТ-25 (4х1500 кВт)
Кабель силовой АПвПу (3x70)
Кабель силовой АПвПу (3x120)
ГПП – ВВД (6х400кВт)
Кабель силовой АПвПу (3x35)
ГПП – ИСТ-1 (4х850 кВт)
ГПП – ИСТ-25 (4х1500 кВт)
Кабель силовой АПвПу (3x120) в траншее
Определение стоимости потерь электроэнергии
Годовые затраты на потери электроэнергии Сэ определяются:
где - годовые потери электроэнергии кВтч;
где - средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования кВт;
Тг - годовое время работы предприятия ч; Тг = 5400 ч.
- стоимость 1 кВт ч электроэнергии руб(кВтч).
где - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на электроэнергию определяемые в зависимости от энергосистемы по положению;
Тм - число часов использования максимума нагрузки предприятия ч;
Значения и на основании решения «Региональной службы по тарифам».
Для потребителей оплачивающих электроэнергию по двухставочному тарифу:
- по напряжению 10 кВ a = 53085 рубкВт×мес b = 0299 рубкВт×ч.
Средние потери активной мощности могут быть определены следующим образом
где - максимальные потери активной мощности кВт;
- относительное время использования максимума потерь.
При относительное время использования максимума потерь определяется:
Потери активной мощности в кабельных линиях сравниваемых вариантов определяются:
где - ток протекающий в линии в нормальном режиме А.
- сопротивление кабельной линии Ом:
где - длина кабельной линии км;
- удельное сопротивление кабеля Омкм;
- число кабельных линий питающих электроприёмник (ТП РП) шт;
Потери активной мощности в кабельных линиях и стоимость потерь представлены в таблицах 6.3 и 6.4.
Таблица 6.3 - Потери активной мощности в кабельных линиях
Кабель силовой АпвПу (3x50)
Кабель силовой АПвПу (3x120)
Таблица 6.4 - Стоимость потерь в кабельных линиях
Определение наиболее экономичного варианта
Результаты технико-экономического расчёта по выбору схемы электроснабжения авиаремонтного завода приведены в таблице 6.5.
Таблица 6.5 – Определение приведённых затрат на сооружение системы электроснабжения
Общие капитальные затраты руб
Из результатов расчета по таблице 6.5 видно что наиболее экономически выгодным является второй вариант схемы электроснабжения так как приведенные затраты на него меньше.
Поэтому принимаем второй вариант схемы электроснабжения с питанием КТП-19 КТП-20 высоковольтных двигателей и индукционных печей от РУ 10 кВ ГПП.
Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования
В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий в сети могут быть:
повреждение изоляции отдельных частей электроустановки;
неправильные действия обслуживающего персонала;
металлические перекрытия токоведущих частей установки.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться:
прекращением подачи питания потребителям присоединенных к точкам в которых произошло короткое замыкание;
нарушение нормальной работы других потребителей подключенных к участкам сети вследствие понижения напряжения на этих участках;
нарушение нормального режима работы энергосистемы.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:
устранить причины вызывающие короткое замыкание;
уменьшить время действия защит действующих при коротких замыканиях;
применять быстродействующие выключатели;
правильно вычислять величины токов короткого замыкания и по ним выбирать необходимую аппаратуру защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.
Расчётным видом короткого замыкания для выбора оборудования является трёхфазное короткое замыкание.
Расчет токов короткого замыкания производят в таких точках системы в которых при коротком замыкании токи будут иметь наибольшее значение. Расчет производится для случая: режим системы рабочий на ГПП в работе один трансформатор секционный выключатель включен.
В расчетную схему (рисунок 7.1) включаем участвующие в питании места КЗ источники и все элементы схемы между ними и местом КЗ.
Рисунок 7.1 – Расчётная схема
При выполнении расчетов не учитываем:
сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных машин;
ток намагничивания систем генераторов трансформаторов и электродвигателей;
насыщение магнитных систем генераторов трансформаторов и электродвигателей;
емкостную проводимость ВЛ и КЛ;
различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;
возможную несимметрию трехфазной системы;
влияние недвигательной нагрузки на токи КЗ;
подпитку места КЗ со стороны электродвигателей напряжением до 1000 В при расчете токов КЗ в сети выше 1000 В.
Кроме того в сетях и электроустановках выше 1000 В не учитываем активные сопротивления элементов если активное сопротивление ветви не превышает 30% её идуктивного сопротивления.
Схема замещения (рисунок 7.2) представляет собой расчетную схему в которой все электрические и магнитные связи представлены электрическими сопротивлениями. При расчетах токов трехфазных КЗ генерирующий источник (энергосистема) вводится в схему замещения как ЭДС а пассивные элементы по которым проходит ток КЗ индуктивными сопротивлениями.
Рисунок 7.2 – Схема замещения
Параметры элементов схем замещения определяются в относительных единицах при базисных условиях.
В целях упрощения расчетов вместо действительных напряжений на отдельных ступенях трансформации принимаются средние номинальные напряжения.
Так как выбор сечений ЛЭП и кабельных линий пока не производился то их удельное индуктивное сопротивление принимается:
) Кабельные линии 6-10 кВ 008 Омкм;
) Воздушные линии 35-110 кВ0425 Омкм;
Расчет производим в относительных единицах. В целях упрощения расчетов вместо действительных напряжений на отдельных ступенях трансформации принимаем средние номинальные напряжения.
Т.к. в расчете токов КЗ принимаем источник бесконечной мощности то Э.Д.С. системы принимаем равной единице. Предварительно принимаем базисную мощность Sб=Sк=1950 МВА.
Таким образом для каждой точки К.З. будет свой базисный ток Iб кА:
где - базисный ток на
- базисная мощность МВА;
- базисное напряжение на i-ой ступени кВ.
Рассчитываем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах.
Сопротивление системы:
где - мощность короткого замыкания МВА.
Сопротивление воздушной линии:
где - удельное реактивное сопротивление ВЛ Ом;
Сопротивление трансформатора ГПП с расщепленной обмоткой НН:
где - напряжение короткого замыкания трансформатора ГПП;
- номинальная мощность трансформатора ГПП;
KP - коэффициент расщепления.
Сопротивление кабеля питающего РП:
где - удельное реактивное сопротивление КЛ питающей РП Омкм;
- длина КЛ питающей РП1 км;
- длина КЛ питающей РП2 км.
Сопротивление кабеля питающего РП1:
Сопротивление кабеля питающего РП2:
Сопротивление кабеля питающего КТП определяется по формуле (7.6):
- длина КЛ питающей КТП-12 км.
Сопротивление кабеля питающего КТП-12:
Сопротивление кабеля питающего ВВД определяется по формуле (7.6):
- длина КЛ питающей ВВД 2500 кВт км;
- длина КЛ питающей ВВД 400 кВт км.
Сопротивление кабеля питающего ВВД 2500 кВт:
Сопротивление кабеля питающего ВВД 400 кВт:
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяем по формуле кА:
где xΣi – суммарное сопротивление до точки КЗ о.е.
ЕΣi – суммарная ЭДС источников питания (ЕΣi = 1) о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К2 без учета подпитки от электродвигателей кА:
Определяем ток подпитки точки К2 от асинхронных двигателей:
гдеxпод.2 - сопротивление подпитки для точки К2.
гдеn - количество электродвигателей с одинаковой номинальной мощностью;
xd - сопротивление АД о.е.:
где Кп – кратность пускового тока для ВВД 2500 кВт Кп=7; для ВВД 400 кВт Кп=75;
Sном – номинальная мощность АД.
где Pном - номинальная активная мощность АД кВт (пункт 4.1);
cosφ - коэффициент мощности для ВВД 2500 кВт cosφ=089; для ВВД 400 кВт cosφ=086 (пункт 4.1).
Сопротивление подпитки от ВВД:
Eпод.2 – ЭДС подпитки всех АД о.е. Т.к. ЭДС всех АД одинаковы то Eпод.2=Ed (принимаем Ed=09 о.е.).
Итоговое значение тока КЗ с учётом тока подпитки кА:
Для точки К3 значение тока короткого замыкания будет таким же как и в точке К2 то есть
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К4 без учета подпитки от электродвигателей кА:
Определяем ток подпитки точки К4 от асинхронных двигателей:
гдеxпод.4 - сопротивление подпитки для точки К4.
Eпод.4 – ЭДС подпитки всех АД о.е. Т.к. ЭДС всех АД одинаковы то Eпод.4=Ed (принимаем Ed=09 о.е.).
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К5 без учета подпитки от электродвигателей кА:
Определяем ток подпитки точки К5 от асинхронных двигателей:
гдеxпод.5 - сопротивление подпитки для точки К5.
Eпод.5 – ЭДС подпитки всех АД о.е. Т.к. ЭДС всех АД одинаковы то Eпод.5=Ed (принимаем Ed=09 о.е.).
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К6 без учета подпитки от электродвигателей кА:
Определяем ток подпитки точки К6 от асинхронных двигателей:
гдеxпод.6 - сопротивление подпитки для точки К6.
Eпод.6 – ЭДС подпитки всех АД о.е. Т.к. ЭДС всех АД одинаковы то Eпод.6=Ed (принимаем Ed=09 о.е.).
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К7 без учета подпитки от электродвигателей кА:
гдеxпод.7 - сопротивление подпитки для точки К7.
Eпод.7 – ЭДС подпитки всех АД о.е. Т.к. ЭДС всех АД одинаковы то Eпод.7=Ed (принимаем Ed=09 о.е.).
Определяем ударный ток для точек КЗ iу кА:
где kУ – ударный коэффициент о.е. (таблица 8.3 [?]).
Результаты расчётов токов короткого замыкания приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты расчёта токов короткого замыкания
Точка короткого замыкания
Выбор аппаратов и проводников проектируемой сети
Аппараты и проводники первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:
необходимая прочность изоляции для надёжной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях;
допустимый нагрев токами длительных режимов;
стойкость к токам короткого замыкания;
технико-экономическая целесообразность;
достаточная механическая прочность;
допустимые уровни потерь напряжения в нормальном и аварийном режимах.
Токоведущие части и все виды аппаратов выбираются в соответствии с вычисленными максимальными величинами нагрузок для рабочего режима и режима короткого замыкания.
1 Выбор питающих линий и ошиновки ОРУ 110 кВ ГПП
Напряжение 110 кВ поступает на ГПП завода по двухцепной воздушной линии электропередач от разных секций сборных шин РУ-110 кВ ГРЭС. Расстояние от ОРУ ГРЭС до ГПП завода – 102 км.
Выбор сечения проводов ВЛ - 110 кВ питающей трансформаторы ГПП осуществляется по четырем критериям:
по экономической плотности тока;
по механической прочности;
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по экономической плотности тока:
где - расчётный ток ВЛ в нормальном режиме А;
- нормированная экономическая плотность тока Амм2.
- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
- номинальная мощность трансформатора;
Экономическая плотность тока зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки предприятия - и материала проводника. Для авиаремонтного завода .
Для алюминиевых проводов при
Выбираем провод АС-12019 (Сечение диаметр провода длительно допустимый ток удельные активное и индуктивное сопротивления ).
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по нагреву:
где - расчётный ток ВЛ в послеаварийном режиме А;
- длительно допустимый ток ВЛ А;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах;
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по условию механическй прочности:
Проверку по механической прочности не проводим так как согласно ПУЭ минимальное сечение провода для воздушных линий 110 кВ - 35 мм2.
) Выбор провода ЛЭП 110 кВ по условию короны:
Проверку по условиям короны не производим так как согласно ПУЭ минимальное сечение провода для воздушных линий 110 кВ - 70 мм2.
Окончательно выбираем провод АС-12019 (Сечение диаметр провода длительно допустимый ток удельные активное и индуктивное сопротивления ).
Ошиновка ОРУ 110кВ является гибкой и выполняется проводом питающей линии.
Принимаем провод марки АС-12019 q=120 мм2 d=152 мм Iдоп=390А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.
Проверка на термическое действие тока КЗ не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям коронирования:
начальная критическая напряжённость:
где m коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=082);
r0 радиус провода см.
напряжённость вокруг провода:
где Dср среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз:
где D расстояние между соседними фазами см.
71899=2032 093337=3003 кВсм.
Таким образом провод АС-12019 по условиям короны проходит.
Так как район в котором находится электромеханический завод с чистой атмосферой и обычными полевыми загрязнениями атмосферы выбираем по 8 подвесных изоляторов в гирлянде типа ПФ6-В.
2 Выбор схемы и оборудования ОРУ 110 кВ
Распределительное устройство – это электроустановка предназначенная для приема и распределения электрической энергии содержащая электрические аппараты шины и вспомогательные устройства.
Распределительные устройства расположенные на открытом воздухе (напряжением 35 кВ и выше) называются открытыми распредустройствами (ОРУ).
ОРУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность последующего расширения.
Выбор схемы ОРУ 110 кВ зависит от схемы питания ГПП от энергосистемы и мощности трансформаторов ГПП.
Схема питания ГПП - радиальная.
При небольшом количестве присоединений на стороне 35-220 кВ применяют упрощенные схемы с небольшим числом выключателей.
В РУ высокого напряжения 110 кВ выбираем схему: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
В состав оборудования ОРУ входят: высоковольтные выключатели разъединители ограничители перенапряжения трансформаторы тока и другие аппараты.
Выключатель – это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель служит для включения и отключения цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа.
Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких замыканий.
Выбор высоковольтных выключателей производится по:
) Номинальному напряжению.
Номинальное напряжение сети в которой устанавливается выключатель:
где – номинальное напряжение выключателя В.
) Номинальному длительному току.
Расчётный ток продолжительного режима цепи в которой устанавливается выключатель:
где – длительный номинальный ток выключателя А.
) Электродинамической стойкости.
а) Предельному периодическому току КЗ.
Начальный переодический сверхпереходный ток КЗ в выключателе определяется:
где – предельный сквозной ток (действующее значение переодической состовляющей) допустимый для рассматриваемого выключателя кА.
б) Ударному току КЗ.
Ударный ток КЗ в цепи где устанавливается выключатель:
где - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока допустимого для рассматриваемого аппарата) кА.
) Отключающей способности.
а) Номинальному периодическому току отключения.
Симметричная (переодическая) составляющая тока КЗ соответствующая расчётному времени отключения короткого замыкания:
где - номинальный симметричный ток отключения выключателя кА.
б) Номинальному апериодическому току отключения.
Апереодическая составляющая тока КЗ соответствующая времени до момента расхождения дугогасительных контактов выключателя :
где - номинальный апериодический ток отключения выключателя кА;
- номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени %.
Действующее значение апериодической составляющей тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателей определяется:
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ с.
Наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов:
где - минимальное время срабатывания релейной защиты для первой ступени защиты и для последующих ступеней где - ступень селективности. Значение может быть принято равным 03-05 с для быстродействующих защит;
- собственное время отключения выключателя с;
Если условие соблюдается а то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:
) Термической стойкости.
Тепловой импульс тока КЗ характеризующий количество теплоты кА2с выделяющейся в аппарате за время короткого замыкания:
где - предельный ток термической стойкости который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости кА.
Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле:
Время от начала короткого замыкания до его отключения равно:
где - время действия основной релейной защиты для первой ступени защиты и с для последующих ступеней где - ступень селективности. Значение может быть принято равным 03-05 с для быстродействующих защит;
- полное время отключения выключателя с.
) Включающей способности.
где - номинальное действующее значение периодической составляющей тока включения кА;
- номинальное амплитудное (мгновенное) значение полного тока включения кА.
В связи с тем что номинальные токи включения выключателя как правило соответствуют номинальным токам отключения прверка по этому условию не делается (проверка фактически обеспечивается в п.3).
Выбор разьединителей производится по:
Выбор производится аналогично выбору выключателей.
) Номинальному длительному току.
Проверка по предельному периодическому току КЗ производится как для выключателей.
Проверка по ударному току КЗ производится как для выключателей.
Выбор оборудования произведён в таблице 8.1
Выбор трансформаторов тока производится по:
Выбор по напряжению аналогичен выбору выключателей (см. п.1.1).
) Номинальному току.
Длительный рабочий расчётный ток цепи в которую включается трансформатор тока:
где - номинальный ток первичной цепи трансформатора тока (ТТ). Его величина выбирается как можно ближе к значению рабочего длительного тока так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей А.
Ударный ток короткого замыкания:
гле - кратность электродинамической стойкости.
где - кратность термической стойкости.
) По конструкции и классу точности.
Выбор трансформаторов напряжения производится по:
Номинальное напряжение сети и номинальное напряжение ТН одинаковы:
где - номинальное напряжение выключателя кВ.
) По конструкции схеме сединения обмоток и классу точности.
Выбор высоковольтных предохранителей производится по:
Расчётный ток продолжительного режима цепи в которой устанавливается предохранитель:
где - номинальный длительный ток предохранителя А.
) Номинальному периодическому току отключения.
где - предельный ток отключаемый предохранителем кА.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по:
Номинальное напряжение сети в которой устанавливается ОПН:
где - номинальное напряжение ОПН кВ.
Исходные данные для выбора оборудования ОРУ 110 кВ:
Максимальный ток: на стороне ВН:
где - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах;
Периодическая составляющая тока КЗ: (см.таблицу 7.1);
Время от начала короткого замыкания до его отключения на стороне 110 кВ равно:
где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП;
Для РУ 110 кВ ГПП - .
- полное время включения короткозамыкателя;
- полное время отключения на головном выключателе LTB 145D1B линии 110 кВ подстанции энергосистемы;
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ . Выбор оборудования ОРУ 110 кВ произведён в таблице 8.1
Таблица 8.1 – Выбор оборудования ОРУ 110 кВ
LTB 145D1B (пружинный привод BLK 222)
I2пр.т · tт = 4800 кА2·с
РГП-СЭЩ-з2-II-1101250-УХЛ1
( привод ПДС-СЭЩ двигательный)
I2пр.т · tт = 297675 кА2·с
РГП-СЭЩ-з1-II-1101250-УХЛ1
Ограничитель перенапряжения
Ограничитель перенапряжения в нейтрали
Заземлитель нейтрали
3 Выбор электрооборудования 10 кВ
3.1 Выбор трансформатора собственных нужд 10 кВ ГП
Собственные нужды подстанции составляют цепи защиты и управления обогрев приводов выключателей освещение отопление обдув трансформаторов вентиляция помещений аккумуляторных батарей система пожаротушения аварийное освещение и т.д.
Для питания потребителей собственных нужд подстанций предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с учетом допустимой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.
Нагрузка собственных нужд подстанции приведена в таблице 8.2.
Таблица 8.2 - Нагрузка собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Руст · n кВт количество
Охлаждение трансформаторов ТРДН-32000110
Подогрев приводов разъединителей
Подогрев приводов выключателей LTB 145D1B
Отопление освещение вентиляция ОПУ и ЗРУ
Освещение ОРУ 110 кВ
ЭД завода включающей пружины LTB 145D1B
ЭД завода включающей пружины VD4
Временно-подключенная нагрузка
Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд:
где Kс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В расчетах принимается .
Принимаем два трансформатора ТСЗ-4010.
Т – трёхфазный трансформатор;
З – защищенное исполнение;
- Номинальная мощность трансформатора кВА;
- Класс напряжения обмотки ВН кВ.
Технические данные трансформатора приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 - Технические данные трансформатора
Трансформаторы собственных нужд присоединяем через предохранители ПКТ-101-10-315У3 к вводам 10 кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ 10 кВ.
Так как ТСН мощностью 40 кВА то их устанавливают непосредственно в отдельных шкафах КРУ СЭЩ-70.
Номинальный расчётный ток протекающий на стороне 10 кВ трансформатора собственных нужд:
где - номинальная мощность трансформатора собственных нужд кВА;
Вторичным напряжением 380220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированной автоматическим выключателем (автоматом).
Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления.
Схема питания собственных нужд ГПП приведена на рисунке 8.1
Рисунок 8.1 – Схема питания собственных нужд подстанции
Пояснение к рисунку 8.1
)Охлаждение трансформаторов ТРДН-32000110;
)Подогрев приводов разъединителей;
)Подогрев приводов отделителей;
)Подогрев приводов короткозамыкателей;
)Отопление освещение вентиляция ОПУ;
)Освещение ОРУ 110 кВ;
3.2 Выбор схемы и оборудования ЗРУ 10 кВ
Так как мощность трансформатора ГПП 32 МВА и трансформатор с расщепленной обмоткой схему ЗРУ выполняем четырехсекционной. В качестве схемы РУ 10 кВ выбираю схему 10–2 (две одиночные секционированные выключателями системы шин). В нормальном режиме секции работают раздельно. Секционные выключатели срабатывают автоматически при авариях с одним из трансформаторов чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР).
Для РП1-10 кВ и РП2-10 кВ принимаем одиночную секционированную выключателем систему шин.
Распределительные устройства 10 кВ ГПП и РП выполняем закрытого исполнения с помощью шкафов КРУ СЭЩ-70 ( от компании «Электрощит») с вакуумными выключателями VD4 (от фирмы «ABB»).
Основными ячейками КРУ являются: вводные секционные отходящих линий трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд.
Исходные данные для выбора оборудования 10 кВ:
Определяем токи на стороне 10 кВ для выбора оборудования:
) Для ячеек на вводе 10 кВ ГПП:
где - максимальный расчётный ток на вводе 10 кВ ГПП А;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтном режимах
) Для секционной ячейки 10 кВ ГПП:
где - максимальный расчётный ток секционной ячейки 10 кВ ГПП.
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к асинхронному двигателю:
где - максимальный расчётный ток асинхронного двигателя А;
- номинальная активная мощность двигателя кВт;
- номинальное напряжение асинхронного двигателя кВ;
- коэффициент мощности синхронного двигателя;
- КПД асинхронного двигателя %.
Для ДАЗО-500YK1-4У1:
Для 4АЗМ-250010000 УХЛ4:
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к КТП:
где - максимальные расчётный ток линии отходящей от ГПП к КТП А;
- номинальная мощность трансформатора КТП подключенного по радиальной схеме к одной ячейке КРУ кВА;
- сумма номинальных мощностей трансформаторов ТП подключенных по магистральной схеме к одной ячейке КРУ кВА;
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к РП:
) Для ячейки отходящей линии от РП1 к ДСП:
) Для ячейки отходящей линии от ГПП к индукционной печи:
Время от начала короткого замыкания до его отключения на стороне 10 кВ равно:
где - время действия основной релейной защиты на стороне 10 кВ ГПП.
Для РУ 10 кВ ГПП - .
- полное время отключения выключателя VD4.
Время отключения тока КЗ для РУ 10 кВ ГПП:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ для сборных шин 10 кВ ГПП .
Для КТП 1 КТП 2 КТП 3:
Для КТП 7 КТП 8 КТП 9:
Для индукционной печи ИСТ-1:
Для индукционной печи ИСТ-25:
Выбор оборудования КРУ произведён в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Выбор оборудования КРУ 10 кВ
Вводной выключатель ГПП
I2пр.т · tт = 1200 кА2·с
Выключатель секционной ячейки ГПП
Выключатель отходящих линий к РП1
Продолжение таблицы 8.4
Выключатель отходящих линий к РП2
Выключатель отходящих линий к ВВД 400 кВт
Выключатель отходящих линий к индукционным печам ИСТ-1
Выключатель отходящих линий к индукционным печам ИСТ-25
Выключатель отходящих линий к КТП-15 КТП-16
Выключатель отходящих линий к КТП-19 КТП-20
Выключатель отходящих линий к КТП-1 КТП-2
Выключатель отходящих линий к КТП-4
Выключатель отходящих линий к КТП-13 КТП-14
Выключатель отходящих линий к КТП-17 КТП-18
Выключатель отходящих линий к КТП-7 КТП-8
Выключатель отходящих линий к КТП-5 КТП-6
Трансформатор тока вводной ячейки ГПП ТОЛ-СЭЩ-10-У3 15005
I2пр.т · tт = 1600 кА2·с
Трансформатор тока секционной ячейки ГПП ТОЛ-СЭЩ-10-У3 8005
Трансформатор тока отходящих линий к РП1
Трансформатор тока отходящих линий к РП2
Трансформатор тока отходящих линий к ВВД 400 кВт
Трансформатор тока отходящих линий к индукционным печам ИСТ-1
Трансформатор тока отходящих линий к индукционным печам ИСТ-25
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-15 КТП-16
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-19 КТП-20
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-1 КТП-2 КТП-3
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-4
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-13 КТП-14
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-17 КТП-18
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-7 КТП-8 КТП-9
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-5 КТП-6
Предохранитель для защиты КТП-1 КТП-2 КТП-3 КТП-5 КТП-7 КТП-8 КТП-13 КТП-14 КТП-15 КТП-16 КТП-17 КТП-19 КТП-20
ОПН-КРTEL-10115 УХЛ1
Предохранитель для защиты ТН ПКН 001-10У3
Предохранитель для защиты ТСН ПКТ 101-10-315У3
Трансформатор напряжения
Результаты выбора электрооборудования РП1-10 кВ приведены в таблице 8.5.
Таблица 8.5 - Выбор оборудования РП1-10 кВ
Наименование и тип аппарата
Технические параметры
Выключатель вводной ячейки VD4.10.1212-25
Выключатель секционной ячейки РП1
Выключатель отходящих линий к ДСП-15 VD4.10.1206-25
Выключатель отходящих линий к ДСП-3
Трансформатор тока вводной ячейки РП1 ТОЛ-СЭЩ-10-У3 10005
Продолжение таблицы 8.5
Трансформатор тока секционной ячейки РП1
Трансформатор тока отходящих линий к ДСП-15 ТОЛ-СЭЩ-10-У3 1505
Трансформатор тока отходящих линий к ДСП-3 ТОЛ-СЭЩ-10-У3 2005
Результаты выбора электрооборудования РП2-10 кВ приведены в таблице 8.6.
Таблица 8.6 - Выбор оборудования РП2-10 кВ
Продолжение таблицы 8.6
Выключатель секционной ячейки РП2
Выключатель отходящих линий к ВВД 2500 кВт
Выключатель отходящих линий к КТП-10 КТП-11
Выключатель отходящих линий к КТП-12
Трансформатор тока вводной ячейки РП2 ТОЛ-СЭЩ-10-У3 8005
Трансформатор тока секционной ячейки РП2
Трансформатор тока отходящих линий к ВВД 2500 кВт
Трансформатор тока отходящих линий к КТП 10 КТП-11
Трансформатор тока отходящих линий к КТП-12
Предохранитель для защиты КТП-10 КТП-11
4 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ
Выбор сечений кабелей 10 кВ производится по трем критериям окончательное сечение выбираем по наибольшему из трех:
Выбор кабельных линий 10 кВ осуществляется по трём критериям:
по термической устойчивости к токам КЗ.
) По экономической плотности тока:
где - расчётный ток КЛ в нормальном режиме А;
- номинальная мощность трансформатора кВА;
При длине кабеля менее 100 метров выбор по экономической плотности не производится.
где - расчётный ток КЛ в послеаварийном режиме А;
- длительно допустимый ток КЛ А;
- коэффициент учитывающий возможность перегрузки кабеля с бумажной изоляцией на 30 %.
- коэффициент учитывающий возможность перегрузки кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена на 10 %.
Для выбора кабелей питающих асинхронные двигатели коэффициент перегрузки равен .
) По термической стойкости к токам КЗ:
Минимальное сечение кабеля по термической стойкости к токам КЗ:
где - тепловой импульс тока КЗ кА2с;
С - коэффициент зависящий от марки кабеля вида его жил и напряжения;
- расчётный коэффициент ( для кабелей с алюминиевыми жилами для кабелей с медными жилами);
- установившийся ток КЗ кА;
- время прохождения тока КЗ через кабель с;
где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП.
Время прохождения тока КЗ через кабель для РУ 10 кВ ГПП:
Пример: Выбор кабельной линии от ГПП до КТП-4.
Расчётный ток КЛ питающей КТП-4 в нормальном режиме:
- коэффициент загрузки трансформатора (см. таблица 3.6);
- номинальная мощность трансформатора.
Экономическая плотность тока зависит от годового числа часов использования максимума нагрузки предприятия - и материала проводника. Для ремонтных заводов .
Для кабелей с алюминиевыми жилами при .
Для питания КТП-4 принимаем кабель трехжильный марки АПвПу сечением с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.
Расчётный ток КЛ питающей КТП-4 в аварийном режиме:
- допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном или ремонтных режимах;
Условие выполняется.
- расчётный коэффициент зависящий от материала кабеля ( для кабелей с алюминиевыми жилами);
Окончательно для питания КТП-4 принимаем кабель трехжильный марки АПвПу сечением с длительно допустимым током . Прокладка кабелей осуществляется в траншее.
Результаты выбора кабелей и их характеристики для трансформаторных подстанций и других электроприемников приведены в таблицах 8.7 8.8.
Таблица 8.7 – Выбор сечения кабелей 10 кВ
Эконом. плотности мм2
Выбор сечения по нагреву
Выбор сечения по терм. стойкости к ТКЗ
Оконча-тельное сечение мм2
Расчётное значение Fэ.расч мм2
Таблица 8.8 – Характеристики кабелей 10 кВ
АПвПу 3х(1х63035-10)
АПвПу 3х(1х30035-10)
5 Выбор ошиновки НН трансформатора до вводных ячеек РУ-10кВ
Ошиновку РУ-10кВ выполняем жёсткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. Максимальная нагрузка на шинах 10кВ:
Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току так как шинный мост соединяющий трансформатор с КРУ небольшой длины и находится в пределах подстанции. Принимаем однополосные шины 808мм; Iдоп=1320 А.
По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят (8.3):
936 1320 A – условие выполняется.
Проверяем шины на термическую стойкость по (8.25):
где С функция С=95 Ас12мм2 для алюминиевых шин.
15 80х8=640 мм2 условие выполняется.
Проверяем шины на механическую прочность. Определяем пролет l при условии что частота собственных колебаний будет больше 200Гц.
где J момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы (см4);
q поперечное сечение шины (см2).
Если шины на изоляторах расположены плашмя то:
Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет выполнить длину пролета до 141 м. Принимаем расположение шин плашмя; пролет 14 м; расстояние между фазами а=08 м.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где W момент сопротивления шин относительно оси перпендикулярной действию усилия
iу – ударный ток КЗ кА (из таблицы 7.1).
что меньше доп = 75МПа.
Таким образом шины механически прочны.
Выбор изоляторов для крепления шин:
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375IУ3.
По номинальному напряжению:
= 10 кВ – условие выполняется;
По допустимой нагрузке:
где Fразр - разрушающая сила на изгиб
671 2250 Н – условие выполняется.
Таким образом изолятор проходит по механической прочности.
6 Выбор вида и источников оперативного тока
Оперативный ток используется для питания оперативных цепей управления защиты автоматики телемеханики и сигнализации включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов а также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.
К постоянно включенным электроприемникам оперативного тока относятся сигнальные лампы катушки реле и постоянно включенная часть аварийного освещения.
Выбираем систему смешанного оперативного тока (переменно-выпрямленного). В качестве источников системы смешанного оперативного тока выбираем шкафы управления оперативного тока типа ШУОТ-2406. Специальная серия с самыми малыми габаритами. Шкафы управления оперативным током с микропроцессорной системой управления и высокочастотным преобразованием энергии на номинальные выходные токи 15 20 и 30А с номинальным напряжением питающей сети 380В выходным напряжением постоянного тока 230В со временем поддержки от аккумуляторных батарей до 240 минут
Обозначение типа ШУОТ-2406-20-230-УХЛ4:
ШУОТ – шкаф управления оперативным током;
– НКУ управления измерения сигнализации автоматики и защиты главных щитов (пунктов) управления подстанции;
– НКУ общеподстанционных устройств;
– порядковый номер разработки;
– номинальный выходной ток А;
0 – выходное напряжение В;
УХЛ – климатическое исполнение;
- категория размещения.
–питание цепей электромагнитов включения высоковольтных выключателей от выпрямительного устройства работающего в импульсном режиме;
–питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства;
–работу аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда;
–автоматическое поддержание температуры воздуха в аккумуляторном отсеке шкафа не ниже заданной величины с помощью электронагревателей;
–контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного тока;
–защиту узлов схемы и отходящих линий оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий автоматами и предохранителями с одновременной световой сигнализацией.
Технические данные ШУОТ приведены в таблице.8.9.
Таблица 8.9 – Технические данные ШУОТ-2406
Номинальное выходное напряжение В
Номинальный выходной ток А
Диапазон регулирования выходного напряжения при отключённой аккумуляторной батарее В
Коэффициент мощности (cos ) в номинальном режиме не менее
Максимальная потребляемая мощность кВА
Номинальная выходная мощность кВт
Потери электрической энергии Вт
Число отходящих линий
Цепи релейной защиты автоматики управления и сигнализации получают питание от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства входящего в комплект ШУОТ.
Электродвигатели заводки включающей пружины выключателей LTB 145D1B и VD4 питаются переменным током от шин собственных нужд.
Расчет показателей качества электроэнергии
Электрическая энергия вырабатываемая источниками питания и предназначенная для работы электроприёмников должна иметь такие качественные показатели которые определяют надёжность и экономичность их работы. Качественные показатели электроэнергии нормируются государственными стандартами; на эти нормы ориентированы технические условия работы электроприёмников выпускаемых промышленностью.
Расчет производится для таких показателей качества электроэнергии как отклонение напряжения колебания напряжения и несинусоидальность напряжения. Проведение расчета необходимо для того чтобы установить насколько эти показатели соответствуют установленным на них нормам. Нормирование показателей необходимо вследствие негативного влияния на работу других электроприемников:
-отклонение напряжения может привести к изменению производительности данной установки или агрегата к браку продукции в данной установке или агрегате к изменению потребления активной и реактивной мощности к изменению потерь активной мощности а так же к изменению срока службы самого электроприемника и изоляции проводников питающих его;
-колебания напряжения наибольшее влияние оказывает на освещение и на различную электронную технику (ПК телевизорыи т.д.). На электродвигатели и электротехнологические установки колебание напряжения практически не оказывает влияния т.к. длительность колебаний небольшая. Колебание напряжения сказывается на релейной защите;
-несинусоидальность напряжения вызывает дополнительные потери мощности за счет протекания высших гармоник уменьшается срок службы изоляции из-за высших гармоник в системах управления могут быть сбои.
1 Расчет уровней напряжения на шинах 04 кВ цеховых ТП
В зависимости от режима нагрузки промышленного предприятия напряжение на зажимах электроприёмников не остаётся постоянным и может отличаться от номинального. При изменении напряжения меняются также показатели самой сети в основном за счёт изменения потерь мощности и электроэнергии.
Показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Согласно этому стандарту уровни напряжения должны находиться в пределах 10% от номинального. Если уровень не соответствует ГОСТ необходимо использовать средства регулирования напряжения.
Цеховые трансформаторы оборудованы устройствами переключения без возбуждения (ПБВ). Эти устройства позволяют регулировать напряжение в пределах 5 (5 ступеней по 25). Чтобы переключить отпайку устройства ПБВ на другую ступень необходимо отключить трансформатор от сети поэтому регулирование напряжения на цеховых подстанциях производится только при сезонных изменениях нагрузки.
На ГПП регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой (РПН) в пределах 16 (9 ступеней по 177 ).
Для расчета задаем уровни или отклонения напряжения в точке 1 раздела сетей промышленного предприятия и энергосистемы:
- в период максимума нагрузки предприятия.
- в период минимума нагрузки предприятия.
Целью расчета является определение отклонений напряжения в период максимума нагрузки и минимума нагрузки на шинах 04 кВ всех трансформаторных подстанций завода.
Они определяются по следующим выражениям:
где - потери напряжения в трансформатре ГПП в период максимума и минимума нагрузок %;
- добавки напряжения создаваемые переключателем РПН трансформатора ГПП в период максимума и минимума нагрузок %;
- потеря напряжения в кабельной линии от ГПП до
- потери напряжения в трансформаторе
- добавки напряжения создаваемые ПБВ трансформатором
При первоначальном расчете отклонений напряжения все отпайки трансформаторов на ГПП и ТП ставим на нулевую ступень то есть имеем и .
Для расчета уровней напряжения составляем упрощенную расчётную схему электроснабжения (рисунок 9.1).
Рисунок 9.1 – Расчетная схема
1.1 Расчёт уровней напряжения в период максимальных нагрузок
Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме максимальных нагрузок определяются по выражению:
где - активная и реактивная расчетная нагрузка трансформатора кВт и кВар;
- активное и индуктивное сопротивление трансформатора Ом.
Активное сопротивление трансформатора ГПП:
где - мощность короткого замыкания трансформатора кВт;
- номинальное напряжение трансформатора кВ;
- номинальная мощность трансформатора кВА.
Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП:
где - напряжение короткого замыкания трансформатора %;
- коэффициент расщепления.
Активное сопротивление трансформатора ТП:
Полное сопротивление трансформатора ТП:
Индуктивное сопротивление трансформатора ТП:
Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме максимальных нагрузок:
Активное сопротивление трансформатора КТП-1:
Полное сопротивление трансформатора КТП-1:
Индуктивное сопротивление трансформатора КТП-1:
Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 - Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме максимальных нагрузок
Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок определяется по выражению:
- расчетный ток протекающий по
- полная расчётная нагрузка
где - активная и реактивная расчетная нагрузка
- активное и индуктивное сопротивление единицы длины кабеля Омкм.
Коэффициенты мощности i-й кабельной линии:
Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 – Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме максимальных нагрузок
Продолжение таблицы 9.2
Расчет отклонений напряжения на шинах 04 ТП сводится в таблицу 9.3.
Таблица 9.3 - Расчет отклонения напряжения на шинах 04 кВ КТП в режиме максимальных нагрузок
В период максимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 04 кВ не превышают допустимые значения (установленные ГОСТ Р 54149-2010) во всех цехах. Поэтому нет необходимости регулировать напряжение на ГПП с помощью РПН.
1.2 Расчёт уровней напряжения в период минимальных нагрузок
Уровень напряжения в период минимума нагрузки определяется аналогично. Минимальную нагрузку принимаем равной 25 % от максимальной.
Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме минимальных нагрузок определяются по выражению:
Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме минимальных нагрузок:
Результаты расчета потерь напряжения в режиме максимальных нагрузок в трансформаторных подстанциях приведены в таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Расчёт потерь напряжения в ТП 10 кВ в режиме минимальных нагрузок
Потеря напряжения в кабельных линиях в режиме минимальных нагрузок определяется аналогично как для режима максимальных нагрузок.
Полная расчётная нагрузка i-го цеха в режиме минимальных нагрузок
Результаты расчета потерь напряжения в кабельных линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 9.5.
Таблица 9.5 - Расчёт потерь напряжения в кабельных линиях 10 кВ в режиме минимальных нагрузок
Расчет отклонений напряжения на шинах 04 ТП сводится в таблицу 9.6.
Таблица 9.6 - Расчет отклонения напряжения на шинах 04 кВ КТП в режиме минимальных нагрузок
В период минимальных нагрузок отклонения напряжения на шинах 04кВ не превышают допустимые значения (установленные ГОСТ Р 54149-2010) во всех цехах. Поэтому нет необходимости регулировать напряжение на ГПП с помощью РПН.
В результате регулирования напряжения все получившиеся уровни напряжения согласно таблицам 9.3 и 9.6 удовлетворяют требованиям ГОСТ Р 54149-2010 (U’210% и U”210%).
2 Расчет колебания напряжения
Ряд электроприемников промышленного предприятия создают колебания напряжения в основном это электроприемники с резко переменным режимом работы (дуговые печи прокатные станы) электроприемники с импульсным режимом работы (электросварка) электроприемники с электродвигателями (при частых пусках электродвигателей).
В нашем случае источником колебаний напряжения являются дуговые и индукционные печи.
Расчет колебаний напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности:
Определяется размахи колебаний напряжения Ut на шинах где подключены ДСП:
где - мощность наибольшего печного трансформатора в группе МВА;
- мощность 3-х фазного короткого замыкания на шинах где подключены ДСП МВА;
kп- коэффициент учитывающий одновременность работы печей в группе из n печей.
Для печей одинаковой мощности .
Колебания напряжения печей считается допустимым если соблюдается следующее неравенство:
Определяем размахи колебаний напряжения Ut на шинах где подключены ДСП:
для ДСП получается более 1% т.о. необходимо предусмотреть мероприятия по снижению размахов напряжения. Эти мероприятия следующие:
)разделение питания ДСП и других электроприемников чувствительных к колебаниям напряжения;
)увеличение мощности питающих трансформаторов;
)присоединение электроприемников создающих колебания и чувствительных к колебаниям на разные ветви трансформаторов с расщепленными обмотками;
)применение специальных технических средств (быстродействующих статических компенсирующих устройств сдвоенных реакторов продольной компенсации и т.п.).
3 Расчет коэффициента несинусоидальности кривой напряжения
На промышленных предприятиях есть большое количество электроприемников с нелинейными вольтамперными характеристиками. К ним относятся полупроводниковые преобразователи установки контактной и дуговой сварки дуговые электрические печи газоразрядные лампы.
Характерной особенностью этих устройств является потребление ими несинусоидальных токов при подведения к их зажимам синусоидального напряжения. Токи высших гармоник проходя по элементам сети вызывают потери напряжения в сопротивлениях этих элементов которые накладываясь на основную синусоиду напряжения приводят к искажению формы кривой напряжения.
Протекание по элементам системы электроснабжения токов высших гармоник и искажение синусоиды напряжения приводит к ускоренному старению изоляции электрических машин кабелей трансформаторов; увеличиваются погрешности индукционных счетчиков активной и реактивной энергии; могут происходить ложные срабатывания релейной защиты устройств телемеханики автоматики и ЭВМ.
Расчет несинусоидальности напряжения от дуговых печей производится в следующей последовательности.
ДСП являются источниками гармоник порядков n=2345 7 и т.д.
При расчетах достаточно учитывать гармоники до 7-й так как остальные гармоники малы.
Ток нечетных гармоник одной печи определяется по выражению:
где n- номер нечетной гармоники.
Ток второй гармоники можно принять равным току третьей гармоники.
Для группы печей одинаковой мощности:
где N- число печей в группе.
Фазные напряжения n-й гармоники в расчетной точке:
Коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП определяется по выражению %:
Расчетный коэффициент искажения синусоиды напряжения сравнивается с допустимым по ГОСТ Р 54149-2010 kUд.
Для сетей с Uном=6-20 кВкUд=5%.
Если расчетный коэффициент искажения синусоиды получается более допустимого то необходимо применять фильтры высших гармоник.
Рассчитаем ток 3-й гармоники одной ДСП-15:
Рассчитаем фазное напряжение 2-й гармоники в расчетной точке:
Расчеты для остальных гармоник аналогичны. Результаты расчетов сведем в таблицу 9.7.
Таблица 9.7 - Расчет гармоник
Определим коэффициент искажения синусоиды напряжения на шинах от которых питаются ДСП:
Как видно коэффициент искажения синусоиды не более допустимого значения 0763% 5%.
Канализация электрической энергии по заводу
Питание всех ТП и электроприемников расположенных на территории завода осуществляется кабельными линиями напряжением 10 кВ марки АПвПу.
Кабель АПвПу представляет собой:
Центральное заполнение из жгута;
Круглая многопроволочная уплотненная токопроводящая жила из алюминия;
Экран по жиле из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена;
Изоляция из сшитого полиэтилена (Пв);
Экран по изоляции из экструдируемого электропроводящего сшитого полиэтилена;
Разделительный слой из ленты электропроводящей крепированной бумаги;
Экран из медных проволок скрепленных медной лентой;
Межфазное заполнение из мелонаполненной невулканизированной резиновой смеси;
Оболочка из полиэтилена увеличенной толщины (Пу).
Данный кабель предназначен для стационарной прокладки в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности если кабель защищён от механических повреждений. Допускается прокладка на воздухе в том числе в кабельных сооружениях.
Кабель АПвПу является стойким к температуре окружающей среды от -60 до +50 0C.
Распределение электроэнергии может осуществляться кабельными линиями проложенными в траншеях и по технологическим и электротехническим эстакадам.
На проектируемом предприятии используется один способ кабельной канализации: прокладка в земляной траншее.
Прокладка кабелей в траншее
Прокладка кабелей в траншее является наиболее простой и дешевой. Она экономичнее также и по расходу цветного металла так как пропускная способность кабелей наибольшая при прокладке в земле (если не считать прокладки в воде).
Кабели проложенные в земляных траншеях на промышленных предприятиях при выполнении земляных работ часто повреждаются и перерыв в питании наносит значительный ущерб предприятию. Поэтому прокладку больших потоков кабелей в траншеях всемерно ограничивают. Согласно ПУЭ не следует прокладывать в одной траншее более 6 кабелей на напряжение 10 кВ. При большом числе кабелей предусматриваются две параллельно идущие траншеи с расстоянием между ними 12 м если условия трассы это позволяют.
На территории проектируемого предприятия прокладка кабельных линий в траншеях предусмотрена от КРУ 10 кВ ГПП до корпусов производственных цехов где расположены ТП.
Для защиты от механических повреждений кабели прокладывают на кабельной подушке: просеянная земля или песок и покрывается кирпичом или бетонными плитами. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли равна 07 м. При прокладке кабеля на меньшей глубине 05 м например при вводе в здание кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений то есть в виде металлической трубы. Расстояние между силовыми кабелями 10 кВ равно 100 мм. Расстояние от силовых кабелей прокладываемых вдоль различного рода зданий равно 06 м до фундамента 05 м до трубопроводов 2 м до тепловых трасс. Кабели в траншеях укладываются волнообразно вследствие температурных деформаций и возможных смещений почвы.
В данном разделе приводится выбор необходимых защит для силовых трансформаторов ГПП ТРДН-32000110 и высоковольтных электродвигателей и расчет уставок выбранных защит.
1 Расчет уставок защит трансформаторов
Согласно пункту 3.2.5 [?] необходимо предусмотреть защиту силовых понизительных трансформаторов ГПП ТРДН-32000110 от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
-многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
-однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
-витковых замыканий в обмотках;
-токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
-токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
-понижения уровня масла;
Защита от понижения уровня масла предусматривается установкой газовой защиты трансформатора действующей на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Для защиты от повреждений на выводах и внутренних повреждений предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита.
В качестве защиты от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ применяется максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения устанавливаемая со стороны основного питания.
Защита трансформатора ТРДН-32000110 осуществляется микропроцессорным терминалом «Сириус - Т».
1.1 Дифференциальная отсечка
IhoмBH - номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора соответствующий его номинальной мощности:
IhoмНН - номинальный вторичный ток стороны НН трансформатора соответствующий его номинальной мощности:
Размах РПН - размах регулирования РПН.
За реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 965 кВ до 126 кВ.
В таком случае середина диапазона равна Uопт кВ:
Питание имеется только со стороны ВН на сторонах ВН трансформаторы работают параллельно.
Уставки дифференциальной отсечки для терминала «Сириус-Т» выбираются по выражению:
где Котс – коэффициент отстройки равен 12;
Кнб – коэффициент небаланса равен 07 так как у трансформаторов тока вторичный ток равен 5А;
IКЗ.ВН* – относительное значение максимального сквозного тока короткого замыкания проходящего по стороне ВН при коротком замыкании на стороне НН равное:
где I(3) – ток трехфазного короткого замыкания на стороне НН равен 11802 А;
nт – коэффициент трансформации трансформатора равный:
1.2 Дифференциальная защита
I д1Iном – базовая уставка ступени;
Кторм – коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);
I т2Iном – вторая точка излома тормозной характеристики;
Iдг2Iдг1 – уставка блокировки от второй гармоники.
Базовая уставка Iд1Iном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Следует иметь уставку в пределах (03 – 05) для обеспечения чувствительности к межкатушечным замыканиям в любых обмотках.
Коэффициент торможения должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 10 до 30Iном).
Расчетный ток небаланса порождаемый сквозным током определяется выражением и состоит из трех составляющих:
где Кпер – коэффициент учитывающий переходный режим 25 о.е;
Кодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока 10 о.е;
– относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме равен 01 о.е;
ΔUрпн – полный размах РПН о.е;
Δf добав – слагаемое обусловленое неточностью задания номинальных токов сторон ВН и НН - округлением при установке а также некоторыми метрологическими погрешностями вносимыми элементами устройства равное 004 о.е.
Для надежной отстройки от тока небаланса следует учесть коэффициент отстройки Котс который следует принимать равным 13.
Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток Iскв А он может вызвать дифференциальный ток:
Коэффициент снижения торможения:
Коэффициент торможения:
Вторую точку излома тормозной характеристики рекомендуется выбирать из Iт2Iном = 15÷2.
Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:
Уставка блокировки от второй гармоники Iдг2Iдг1 на основании опыта фирм давно использующих такие защиты рекомендуется на уровне 12-15%.
Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:
1.3 Защита от перегрузки
Контроль перегрузки осуществляем с использованием терминала «Сириус-Т».
Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой стоит следить за токами в обмотках ВН и НН. Уставки задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения то есть приведение тока не используется.
Уставка сигнала перегрузки принимается равной:
где Kотс – коэффициент отстройки 105 о.е;
Кв – коэффициент возврата в данном устройстве равен 095 о.е.
Вторичный ток в плече защиты ВН трансформатора:
где kсх – коэффициент схемы;
KI – коэффициент трансформации трансформатора тока о.е.
1.4 Максимальная токовая защита
Максимальная токовая защита с блокировкой по минимальному напряжению предназначена для отключения внешних многофазных коротких замыканий при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой).
Обмотки реле напряжения присоединены к вторичной обмотке трансформатора напряжения. При нормальном режиме контакты реле разомкнуты в случае понижения напряжения до напряжения срабатывания контакты реле замыкаются.
Благодаря указанной блокировке защита может действовать на отключение только при срабатывании реле напряжения. При коротком замыкании напряжение сети понижается и реле минимального напряжения срабатывают разрешая действовать защите на отключение.
При увеличении тока до определенного значения (уставка) контакты выходных цепей терминала «Сириус-Т» замыкают своими контактами цепь обмотки реле времени. Последнее приходит в действие и через установленную на нем выдержку времени замыкает контактами цепь отключающей катушки привода выключателя.
Ток срабатывания защиты:
где Кн – коэффициент надежности равный 11 о.е;
Кв – коэффициент возврата реле равный 095 о.е;
Iпуск – ток при пуске наиболее мощного электроприемника приведенный к стороне ВН трансформатора равный 92035 А.
Ток срабатывания устройства «Сириус-Т»:
Напряжение срабатывания защиты по минимальному напряжению:
где Uмин – минимальное напряжение равное 90 % от номинального напряжения трансформатора кВ.
1.5 Защита от однофазных замыканий на землю на стороне обмотки ВН
У двухобмоточных трансформаторов с ращепленной обмоткой защита от замыканий на землю выполняется как вторая ступень МТЗ. Ток срабатывания защиты:
Защита выполняется на газовом реле типа РГЧ-66. Верхний контакт реле действует на сигнал а нижний - на отключение трансформатора без выдержки времени на все выключатели.
2 Расчет релейной защиты высоковольтных электродвигателей
Расчет производится для четырех высоковольтных электродвигателей литейного цеха типа ДАЗО-500YK1-4У1 мощностью 400 кВт технические данные которых указаны в пункте 4.1. Для данных двигателей предусмотрена защита от многофазных замыканий в обмотке статора и на выводах защита от замыканий на землю в обмотке статора защита от перегрузки защита от потери напряжения.
2.1 Расчет токовой отсечки электродвигателей
Первичный ток срабатывания токовой отсечки выбирается по условию отстройки от пускового тока электродвигателя по формуле:
где Kн – коэффициент надежности учитывающий ошибку реле и наличие апериодической составляющей в пусковом токе электродвигателя о.е;
Iпуск – пусковой ток электродвигателя А.
Номинальный ток электродвигателя:
где Nд – количество элеткродвигателей одного типа и мощности шт.;
Pном – номинальная мощность одного электродвигателя кВт;
Uном – номинальное напряжение электродвигателя В;
– КПД двгателя о.е.;
cosφ – коэффициент мощности электродвигателя о.е.
Пусковой ток электродвигателя:
Ток срабатывания реле отсечки определяется по формуле:
где kсх – коэффициент учитывающий схему соединения трансформаторов тока о.е;
KI – коэффициент трансформации трансформаторов тока о.е.
Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном коротком замыкании на выводах электродвигателя в минимальном режиме питающей сети и оценивается коэффициентом чувствительности:
Значение коэффициента чувствительности в соответствии с ПУЭ должно быть не менее 2. Однако для обеспечения чувствительности токовой отсечки при внутренних КЗ в витках обмотки статора удаленных от выводов желательно чтобы коэффициент чувствительности был не менее 3.
2.2 Расчет токовой защиты электродвигателей от перегрузки
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:
где Kв – коэффициент возврата реле о.е.
Ток срабатывания реле:
2.3 Расчет токовой защиты нулевой последовательности
В соответствии с пунктом 5.3.48 [?] защита электродвигателей мощностью до 2 МВт от однофазных замыканий на землю при отсутствии компенсации должна предусматриваться при токах замыкания на землю 10 А и более.
где Uном – номинальное напряжение сети кВ;
Lвл – общая длина воздушных линий сети км;
Lкл – общая длина кабельных линий сети км;
K – коэффициент равный: 10 о.е. для кабелей с масляной изоляцией 5 о.е. для кабелей с изоляцией из СПЭ 3 о.е. для кабелей с изоляцией из ПВХ.
Защита от однофазных замыканий на землю в данном случае не требуется.
2.4 Выбор тока срабатывания защиты при двойных замыканиях на землю
Первичный ток срабатывания защиты должен быть достаточным для отключения двойных замыканий на землю если одно из мест замыканий находится в обмотке статора. В связи с использованием для данной защиты ТТ нулевой последовательности первичный ток срабатывания защиты составляет 100-200 А. Окончательно принимаем IСЗ=200 А.
2.5 Выбор уставок защиты минимального напряжения
Напряжение срабатывания первой ступени защиты выбирается по условию обеспечения самозапуска ответственных электродвигателей и возврата реле при восстановлении напряжения после отключения КЗ и принимается 70 В. Выдержка времени действия первой ступени отстраивается от времени действия токовых отсечек электродвигателей и принимается 05 с. Напряжение срабатывания второй ступени защиты отстраивается от снижения напряжения вызванного самозапуском и принимается равной 50 В. Выдержка времени действия второй ступени принимается 9 с. Напряжение срабатывания фильтра-реле обратной последовательности должно быть отстроено от напряжения небаланса при нормальных режимах и при отклонении частоты и принимается 11 В.
Измерение и учет электроэнергии
Система учета и измерений определяется схемой электроснабжения предприятия характером присоединенных потребителей и схемой коммутации.
Система учета на промышленных предприятиях должна давать возможность:
определения количества энергии полученной от энергосистемы;
производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию израсходованную различными хозрасчетными потребителями предприятия;
установления уточнения и контроля удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции;
контроля потребления и выработки реактивной мощности по всему предприятию в целом и по отдельным потребителям.
Учет электроэнергии делится на коммерческий и технический. Первый служит для расчета предприятия с энергоснабжающей организацией второй - для осуществления хозрасчета и контроля расходования электроэнергии внутри предприятия.
Счетчики для расчета энергоснабжающей организации с потребителями устанавливаются на границе раздела сети организации и потребителя.
Классы точности счетчиков активной мощности и измерительных трансформаторов согласно ПТЭ должны быть не ниже указанных в таблице 12.1
Таблица 12.1 - Класс точности приборов учета
Измерительные трансформаторы
Для технического учета могут применяться трансформаторы тока класса точности 10 и счетчики любого класса точности которые выпускаются промышленностью с классом точности не выше 25.
На предприятии действует двухставочный тариф на электроэнергию с оплатой заявленного по величине максимума нагрузки электросистемы.
На рисунке 12.1 приведена упрощенная схема электроснабжения инструментального завода. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию (ГПП) трансформаторные подстанции (ТП и КТП).
Цифрами обозначены точки установки приборов учета электрической энергии (счетчиков):
Уровень учета 1: счетчики установленные во вводных ячейках РУ 10 кВ ГПП - трехфазные счетчики электрической энергии включенные через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с энергоснабжающей организацией (энергосистемой). Данные счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и напряжения установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП;
Уровень учета 2: счетчики установленные в ячейках отходящих линий РУ 10(6) кВ эти счетчики используются как правило только для технического учета электрической энергии внутри предприятия;
Уровень учета 3: счетчики установленные на вводных присоединениях и присоединениях отходящих линий 04 кВ трансформаторных подстанций 1004 кВ;
Уровень учета 4: счетчики устанавливаемые на вводных присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии (печи выпрямительные агрегаты большой мощности электролизные установки и т.п.). Некоторые из них могут быть использованы как потребители-регуляторы.
Для учёта электроэнергии принимаем многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА.
Электрические счетчики типа ЕвроАЛЬФА в зависимости от модификации могут осуществлять контроль следующих параметров электроэнергии:
-напряжения и токи пофазно;
-активная реактивная и полная энергия;
-коэффициент мощности;
-фазные углы тока и напряжения.
Контрольный учет реактивной энергии осуществляется на всех компенсирующих устройствах (конденсаторных батареях). Учет потребляемой реактивной энергии производится на всех линиях к ТП. Все линии напряжением до 1000 В и выше на ТП ГПП снабжены цифровыми амперметрами типа ЦА 2101.
Для контроля напряжения на всех секциях сборных шин устанавливаются цифровые вольтметры типа СВ3020. В цеховых ТП вольтметры устанавливаются только на шинах вторичного напряжения.
Цифровые ваттметры типа СР3020 устанавливаются на выходе трансформаторов ГПП для контроля нагрузки предприятия в целом.
Рисунок 12.1 - Схема электроснабжения завода с обозначением точек учета
Все контрольно-измерительные приборы подстанции приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 - Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Контролируемые показатели
Измерительные приборы
Понизительный трансформатор ГПП
Наряжения фаз токи фаз активная мощность реактивная мощность активная электроэнергия реактивная электроэнергия
Линейные и фазные напряжения
Секционный выключатель
Линии 10 кВ к потребителям
Токи фаз активная электроэнергия реактивная электроэнергия
Трансформатор собственных нужд
Токи фаз активная мощность реактивная мощность активная электроэнергия реактивная электроэнергия
Информация со всех микропроцессорных счетчиков электроэнергии передается в управление главного энергетика и энергосбытовую компанию для расчетов с ней образуя при этом автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Структурная схема способов передачи измерительной информации АСКУЭ показана на рисунке 12.2.
Рисунок 12.2 – Структурная схема передачи измерительной информации АСКУЭ
В схеме изображенной на рисунке 12.2 используются счетчики электроэнергии с импульсными выходами для подключения к сумматору СПЕ542 который в свою очередь подключается к телефонной сети через модем по интерфейсу RS232C. Передача измерительной информации в управление главного энергетика и энергосбытовую организацию осуществляется по телефонной сети с использование модемов.
Заземление и молниезащита ГПП
1 Расчёт защитного заземления ГПП
Все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции должны надежно соединяться с землей.
В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин трансформаторов аппаратов вторичные обмотки измерительных трансформаторов каркасы распределительных щитов пультов шкафов металлические конструкции РУ металлические корпуса кабельных муфт металлические оболочки и броня кабелей и другие металлические конструкции связанные с установкой электрооборудования. В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни уголки полосы погруженные в почву для надежного контакта с землей. Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления ЗУ или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 05 – 07 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении образуя заземляющую сетку к которой присоединяется заземляемое оборудование.
При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:
- ток однофазного замыкания на землю А;
- сопротивление заземлителя Ом
Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются поэтому прикасаясь к поврежденному оборудованию человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения) которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:
где - коэффициент напряжения прикосновения значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью выполняются с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройст подстанций небольшой площадью не имеющих естественных заземлителей.
Опыт эксплуатации распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения а не величины . Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию находящемуся под потенциалом часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека и сопротивлением растекания тока от ступней в землю:
где - удельное сопротивление верхнего слоя земли Ом м;
На тело человека фактически будет действовать напряжение:
где - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю В.
Ток протекающий через человека:
где - сопротивление тела человека Ом;
В расчётах принимают ;
Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.
Зная допустимый ток можно найти допустимое напряжение прикосновения:
Чем больше тем большее напряжение прикосновения можно допустить.
За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:
- полное время отключения на головном выключателе LTB 145D1B линии 110 кВ подстанции энергосистемы.
Заземляющее устройство выполненное по нормам напряжения прикосновения должно обеспечить в любое время года ограничение до нормированного значения в пределах всей территории подстанции.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
Сложный заземлитель (рисунок 13.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S общей длины горизонтальных проводников глубины их заложения t числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.
Площадь используемая под заземлитель подстанции:
Рисунок 13.1 - Замена расчётного заземлителя упрощённой моделью
а) Заземляющее устройство подстанции
На подстанции прокладываются горизонтальные проводники
Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:
- длина вертикальных заземлителей м; .
В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило верхние слои имеют большее удельное сопротивление а нижние увлажненные слои – меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний – толщиной с удельным сопротивлением нижний с удельным сопротивлением . Величины принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента .
Удельное сопротивление верхнего слоя грунта :.
Удельное сопротивление нижнего слоя грунта определим по выражению:
где - коэффициент сезонности учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений.
Толщина верхнего слоя грунта: .
Для находим допустимое напряжение прикосновения :
Коэффициент прикосновения определяется по выражению:
где - длина вертикальных заземлителей м; .
- расстояние между вертикальными заземлителями м; .
- параметр зависящий от ;
- коэффициент определяемый по и :
- Общая протяженность горизонтальных проводников сетки м .
Определяем потенциал на заземлителе:
что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).
Допустимое сопротивление заземляющего устройства:
где - ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ А.
Для расчёта применяем ток однофазного к.з. равным половине трехфазного к.з. на стороне 110 кВ т.е.
Величину принимаю равной половине
- общая длина вертикальных заземлителей м
где - число вертикальных заземлителей
Сопротивление заземлителя из сетки уложенной на глубине t можно определить:
где - эквивалентное сопротивление грунта Омм;
По табличным данным для и
А - коэффициент зависящий от отношения длины вертикальных электродов и .
где - длина вертикальных заземлителей.
Общее сопротивление сложного заземлителя:
что меньше допустимого .
Напряжение прикосновения:
что меньше допустимого значения .
2 Расчёт молниезащиты ГПП
Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудования.
Опасные грозовые перенапряжения в РУ подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ в результате поражения ВЛ молнией или удара молнией в вершину опоры или трос.
Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20-500 кВ.
Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем через который ток молнии отводится в землю.
Защита зданий ЗРУ имеющих металлическое покрытие кровли выполняется заземлением этих покрытий.
Стержневые молниеотводы устанавливаются как правило на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы.
Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители.
Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.
Защита подстанции от волн перенапряжений набегающих с линий электропередачи осуществляется ограничителями перенапряжения PEXLIM R 110 кВ.
Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:
где h- высота молниеотвода м;
- активная высота молниеотвода м;
p - коэффициент для разных высот молниеотводов равный: для молниеотводов при ; для молниеотводов при .
Принимаем четыре молниеотвода высотой . Максимальная высота защищаемого оборудования ГПП – 875 м (высота порталов ОРУ 110 кВ)
Принимаем тогда активная высота молниеотвода будет равна:
Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 13.2.
Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:
где а – расстояние между молниеотводами м;
Зона защиты молниеотводов М1-М4:
Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен если выполняется условие:
где D - диагональ четырехугольника м.
Таким образом вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии.
Стержневые молниеотводы М1 М2 М3 М4 устанавливаем на порталах.
Рисунок 13.2 – Защита ГПП от прямых ударов молнии
Безопасность и экологичность проекта
1 Анализ опасных и вредных факторов
В состав ГПП входят открытое распределительное устройство напряжением 110кВ (ОРУ-110 кВ) закрытое распределительное устройство напряжением 10кВ (ЗРУ-10 кВ) два силовых трансформатора 11010 кВ марки ТРДН-32000110 мощностью 32 МВА каждый. ГПП соединяется с энергосистемой двумя воздушными линиями 110 кВ выполненными проводом марки АС-12019.
Сеть 110 кВ работает в режиме с эффективно заземленной нейтралью сеть 10 кВ работает в режиме с изолированная нейтралью.
Оборудование ОРУ 110 кВ:
- элегазовые выключатели LTB 145
- разъединители РГП-СЭЩ-з2-II-1101250-УХЛ1и РГП-СЭЩ-з1-II-1101250-УХЛ1;
- трансформаторы тока TG 145-150;
- заземлители нейтрали ЗОН-СЭЩ-110IIУХЛ1;
- ограничители перенапряжений PEXLIM R.
На территории подстанции расположено здание в котором находятся общеподстанционный пункт управления (ОПУ) ЗРУ-10кВ аккумуляторная конденсаторная и подсобные помещения.
ЗРУ 10 кВ включает следующее основное оборудование:
- высоковольтные вакуумные выключатели VD 4;
- трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10-У3;
- трансформаторы напряжения НАМИ-10-У3;
- трансформаторы собственных нужд ТСЗ-4010;
- ограничители перенапряжений ОПН-КРTEL-10115УХЛ1.
- щит собственных нужд со шкафом управления оперативным током типа ШУОТ-2406-20-230-УХЛ4– 1 шт.
Питание потребителей осуществляется кабельными линиями марки АПвПу проложенными в траншее и по конструкциям.
При эксплуатации электрооборудования ГПП на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные факторы согласно положения ССБТ ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»:
- движущиеся машины и механизмы; подвижные част производственного оборудования; передвигающиеся изделия заготовки материалы;
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования материалов;
- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
- повышенный уровень вибрации;
- повышенная или пониженная влажность воздуха;
- повышенная или пониженная подвижность воздуха;
- повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека;
- повышенный уровень электромагнитных излучений;
- повышенная напряженность электрического поля;
- повышенная напряженность магнитного поля;
- отсутствие или недостаток естественного света;
- недостаточная освещенность рабочей зоны;
- повышенная пульсация светового потока.
- острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок инструментов и оборудования;
- расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола).
Источниками загрязнения в процессе эксплуатации оборудования и при аварийных ситуациях являются маслонаполненные аппараты утечка масла из которых может привести к загрязнению окружающей среды (силовые трансформаторы трансформаторы собственных нужд). Возможно загрязнение территории отходами повышенный уровень электромагнитного излучения повышенный уровень шума.
2 Микроклимат в производственном помещении
Оптимальные и допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях определяются по СанПиН 2.2.4.548-96 «Санитарно-гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».
Микроклимат в помещении определяется следующими параметрами:
температура воздуха t (0C);
температура поверхностей tп (0C).
относительная влажность воздуха φ (%);
скорость перемещения воздуха в рабочей зоне V (мс);
интенсивностью теплового излучения (Втм2).
Параметры микроклимата приведены в таблице 15.1.
В ОПУ выполняются работы категории Iб. К категории Iб относятся работы с интенсивностью энергозатрат 140-174 Вт производимые сидя стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся некоторым физическим напряжением.
Таблица 15.1 – Допустимые параметры микроклимата помещения
Категория работ по уровню энерго-затрат Вт
Температура воздуха оC
Температура поверхностей оС
Относительная влажность воздуха %
Скорость движения воздуха мс
Для обеспечения параметров микроклимата в помещениях ГПП согласно СНиП 41-01-2003 «Отопление вентиляция и кондиционирование» применяются системы отопления и вентиляции приведённые в таблице 15.2.
Таблица 15.2 – Системы отопления и вентиляции
Не предусматривается
Аварийная (дымовая) вытяжная с пятикратным воздухообменом
Приточно-вытяжная с подогревом приточного воздуха
3 Производственное освещение
Во всех производственных помещениях принимают соответствующий вид освещения (естественное или искусственное) и систему освещения (общее или комбинированное).
Необходимую освещённость определяют по СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от характеристики зрительной работы (наименьшего размера объекта различения) фона контраста и системы освещения.
Для освещения подстанции применяем следующие виды освещения: рабочее аварийное охранное. В качестве рабочего освещения ОПУ применяем систему искусственного общего освещения выполненную светильниками типа ЛСП02 с люминесцентными лампами.
Наружное освещение подстанции осуществляется прожекторами «Сириус» устанавливаемыми на прожекторных мачтах. Охранное освещение выполняется светильниками типа РКУ 01-200 и включается вручную с наступлением темноты минимальная освещенность 3 люкс.
В таблице 15.3 приведены значения оптимальной освещённости помещений.
Таблица 15.3 – Освещение в помещениях подстанции
Разряд зрительной работы
Помещение щитов (ОПУ) при постоянном пребывании людей:
- задняя сторона щита
Помещение статических конденсаторов
Помещение для аккумуляторов
4 Мероприятия по борьбе с вредными воздействиями вибрации и шума
Нормирование шума производится по СН 2.2.42.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах в помещениях жилых общественных зданий и на территории жилой застройки» в зависимости от вида трудовой деятельности по предельному спектру уровней звукового давления дБ или эквивалентному уровню звукового давления
Источниками вибрации и шума на подстанции являются: магнитная система трансформаторов высоковольтные выключатели и электордвигатели вентиляции.
- по происхождению – электромагнитный механический аэродинамический;
- по спектральному составу широкополосный;
- по временным характеристикам постоянный.
Таблица 15.4 – Уровни звукового давления на рабочих местах
Уровни звукового давления дБ в октавных полосах со
среднегеометрическими частотами Гц
В помещениях диспетчерской службы с речевой связью по телефону
Вибрация нормируется по Санитарным нормам СН 2.2.42.1.8.566-96 «Производственная вибрация вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» величиной виброскорости (мс) виброускорения (мс2) и их логарифмическими уровнями (дБ) в зависимости от вида вибрации и частоты (Гц) (таблица 15.5).
Вид вибрации – общая технологическая «б».
Таблица 15.5 – Предельно-допустимые значения виброскорости
Среднегеометрические частоты полос Гц
Предельно допустимые значения виброскорости дБ
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни
Нормируемые параметры шума для трансформатора определены по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля».
Для трансформатора ТРДН-3200011010 мощностью 32 МВА допустимое значение среднего уровня звука 90 дБА.
5 Расчёт шума создаваемого силовым трансформатором
Источником шума являются: система охлаждения и трансформатор. Шум создаваемый трансформатором рассчитывается по формуле:
Lmра=0009Nт+71 (15.1)
гдеLmра – корректированные уровни звукового давления трансформаторов с выключенным охлаждением дБА;
Nт – мощность трансформатора МВА
Lmра =000932+71=7129 дБА
Шум создаваемый системой охлаждения рассчитывается по формуле:
LАра = L1ра +10lg(n)m(15.2)
гдеLАра – скорректированный уровень звукового давления системы охлаждения дБА;
L1ра – скорректированный уровень звукового давления одного охлаждающего устройства дБА
Вид системы охлаждения: Д – L1ра = 89 дБА
m – количество охлаждающих устройств в системе;
n = 2 при навесном исполнении системы охлаждения на боковой поверхности.
LАра = 89+10lg(2)1=893 дБА.
Суммарный уровень звукового давления (Lра дБА) определяется:
Lра=10lg(1001Lmра+1001LАра)(15.3)
Lра=10lg(10017129 +1001893)=8937 дБА
Допустимое значение шума по ГОСТ 12.2.024-76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля» Lа.доп=90 дБА. Расчётное значение шума меньше допустимого:
6 Защита персонала от электромагнитных излучений промышленной частоты
Источниками создающими электромагнитные излучения промышленной частоты на ГПП являются: открытое распределительное устройство (ОРУ) питающая воздушная линия 110кВ и др.
В соответствии с СанПиН 2.2.4.1191-03 "Электромагнитные поля в производственных условиях" установлены допустимые уровни напряженности электрического и магнитного полей.
Предельно допустимые уровни напряженности электрического поля:
- при напряженности до 5 кВм допускается пребывание в течение рабочего дня (8 часов).
- при напряженности 5-20 кВм допустимое время пребывания вычисляют по формуле:
где Т – допустимое время час
Е – электрическая напряженность кВм.
Это допустимое время может быть реализовано одноразово или дробно в течение дня. В остальное рабочее время напряженность не должна превышать 5 кВм.
- при напряженности 20-25 кВм время пребывания не должно превышать 10 мин.
- при напряженности более 25 кВм допускается пребывание только в средствах защиты.
Таблица 15.6 Предельно допустимые уровни напряженности магнитного поля
Допустимые уровни напряженности магнитного поля Н [Ам] при воздействии
Таблица 15.7 – Допустимые значения электрической напряженности для различных видов местности
Допустимая напряженность электрического поля кВм:
Ненаселенная местность
Населенная местность
Таблица 15.8 – Размер санитарно-защитной зоны (расстояние от крайних проводов ЛЭП до ближайших зданий)
Размер санитарно-защитной зоны м
7 Расчёт напряженности электрического поля создаваемого воздушными линиями электропередач
Напряженность электрического поля (Е кВм) создаваемого ЛЭП на поверхности земли при горизонтальном расположении фаз определяется выражением:
гдеС – ёмкость единицы длины линии Фм;
U – номинальное напряжение кВ (U=110 кВ);
= 88510-12 клнм диэлектрическая постоянная;
Н – высота подвеса провода м (Н=10 м [?]);
D0 – расстояние между проводами м (30 м [?]);
X – расстояние до расчетной точки м
где А – размер санитарно-защитной зоны м (10 м для ЛЭП-110кВ);
В – расстояние между проводами фаз м (3 м для ЛЭП-110кВ).
Ёмкость единицы линии:
гдеd – диаметр провода м
гдеS – сечение ВЛ мм2 (S=120 мм2)
Вывод: на расстоянии санитарно-защитной зоны напряженность электрического поля под ЛЭП не превышает допустимой для жилой застройки:
8 Меры защиты от поражения электрическим током
В процессе эксплуатации электрооборудования ГПП существует вероятность поражения электрическим током в следствии:
- прикосновения к токоведущим частям находящимся под напряжением;
- прикосновения к металлическим корпусам которые оказались под напряжением в случае пробоя изоляции;
- ошибочной подачи напряжения при ремонте электрооборудования;
- возникновения шагового напряжения;
- приближения на недопустимо малое расстояние к токоведущим частям;
- наведенного напряжения ВЛ.
Условия внешней среды в помещении ЗРУ нормальные. В отношении опасности поражения электрическим током согласно ПУЭ ОРУ 110 кВ как территория размещения наружных электроустановок (ЭУ) является особо опасным помещением. ЗРУ 10 кВ тоже является особо опасным помещением. По ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» оборудование ОРУ-110кВ относится к I классу электротехнических изделий по сбособу защиты человека от поражения электрическим током. ЗРУ-10кВ имеет I класс безопасности.
Мероприятия по обеспечению электробезопасности разрабатываются в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79* ССБТ «Электробезопасность. Общие требования» и ПУЭ Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 ГОСТ 12.4.026-76 ССБТ «Цвета сигнальные и знаки безопасности».
Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:
основная изоляция токоведущих частей:
В ОРУ 110 кВ изоляция токоведущих частей выполняется стеклянными изоляторами. Количество подвесных изоляторов ПС6-А в гирляндах для напряжения 110кВ 8 штук. Изоляция токоведущих частей ЗРУ 10кВ осуществляется с помощью опорных изоляторов НШ-10 ОНШ-10. Кабели и провода имеют бумажную резиновую или пластмассовую изоляцию.
ограждения и оболочки;
В ОРУ 110 кВ применяются два вида ограждения - внешнее и внутреннее. Внешнее ограждение имеет высоту 24 м. Внутреннее ограждение служит для выделения зон ОРУ находящихся под высоким напряжением и имеет высоту 16м. Ограждение установлено сетчатым с сеткой 25х25 мм. Сетки имеют отверстия размером 15х15мм а также приспособления для запирания их на замок.
размещение вне зоны досягаемости;
Токоведущие части ОРУ 110 кВ не имеют внутренних ограждений т.к. они расположены над уровнем планировки на высоте 3600 мм. Трансформаторы и аппараты 110кВ у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки на высоте 2500мм не ограждаются. Неизолированные токоведущие части ЗРУ 10кВ защищены от случайных прикосновений при расположении их на уровне менее 2500мм от пола путем помещения их в камеры со сплошным металлическим ограждением толщиной не менее 1мм или ограждения сетками. Высота прохода под ограждением – 2м.
Расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ указаны в таблице 15.9.
Таблица 15.9 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) в свету
Наименование расстояний
Изоляционное расстояние мм для напряжения кВ
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
Oт неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Расстояния от токоведущих частей до элементов ЗРУ указаны в таблице 15.10.
Таблица 15.10 – Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных ограждений
От токоведущих частей до сетчатых ограждений
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей
От неогражденных токоведущих частей до пола
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда под выводами
Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены следующие меры защиты при косвенном прикосновении:
защитное заземление.
Заземляющее устройство которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению должно иметь в любое время года сопротивление не более 05 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей. Расчёт сопротивления заземляющего устройства приведён в главе 12.1.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:
оформление работ нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
надзор во время работы;
оформление перерыва в работе перевода на другое рабочее место окончания работы.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть выполнены следующие технические мероприятия:
произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты таблица 15.12.
Распределительное устройство 10кВ оборудовано оперативной блокировкой исключающей возможность:
- включения выключателей и разъединителей на заземляющие ножи;
- включения заземляющих ножей на ошиновку не отделенную разъединителями от ошиновки находящейся под напряжением.
В ЭУ обеспечена возможность легкого распознания частей относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем надлежащее расположение ЭО надписи маркировка расцветка). Буквенно-цифровое и цветовое расположение одноименных шин в каждой ЭУ одинаковое. В ОРУ 110кВ сборные шины имеют со стороны главных трансформаторов на высшем напряжении шину "А"; ответвления от сборных шин выполняются так чтобы расположение шин присоединений слева направо было А-В-С если смотреть со стороны шин на трансформатор. В ЗРУ при переменном трехфазном токе шины располагаются:
- сборные и обходные шины а также все виды секционных шин при вертикальном расположении А-В-С сверху вниз при расположении горизонтально наклонно или треугольником наиболее удаленная шина "А" средняя "В" ближняя к коридору обслуживания "С";
- ответвления от сборных шин слева на право А-В-С если смотреть на шины из коридора обслуживания. Окраска шин и заземляющих ножей: при трехфазном переменном токе шины фазы "А" окрашиваются желтым цветом; фазы "В" - зеленым; фазы "С" - красным; нулевая рабочая "N" - голубым эта же шина используемая в качестве нулевой защитной - продольными полосами желтого и зеленого цветов; заземляющие ножи окрашены в черный цвет а рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены в красный цвет тогда как рукоятки других приводов - в цвета оборудования.
При разработке планировки ОРУ 110кВ предусмотрены дороги обеспечивающие проезд к порталу или башне для ревизии трансформаторов к ЗРУ. Ширина проезжей части дороги 3 м.
Высота помещения ЗРУ не менее высоты КРУ считая от выступающих частей шкафов плюс 08м до потолка и 03м до балок. Высота ячеек КРУ КРУ-СЭЩ-70 устанавливаемых в ЗРУ 2415 мм; итого высота помещения 2415+800=3215мм. Габариты коридора обслуживания определяются исходя из следующего: для однорядного исполнения - длина тележки КРУ плюс не менее 06м; для двухрядного исполнения - длина тележки КРУ плюс 08м. Ширина проходов вдоль КРУ а также вдоль стен РУ имеющих двери или вентиляционные отверстия не менее 1м.
Трансформаторы устанавливаются на фундамент из сборных железобетонных плит укладываемых на щебёночно-песчаный балласт. При установке трансформатора 11010кВ обеспечивается удобство обслуживания устройство путей перекатки соблюдение расстояния между трансформаторами. Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами не менее 5м. Трансформаторы установлены так чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения. Для наблюдения за уровнем масла обеспечено освещение маслоуказателей в темное время суток если общее освещение недостаточно. К газовым реле трансформатора обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб газа без снятия напряжения. Для этого трансформатор снабжается стационарной лестницей.
Согласно ГОСТ 14.4.011-89 «Средства защиты работающих» устанавливаются нормы комплектования электропомещений средствами защиты приведённые в таблице 15.11.
Таблица 15.11 - Нормы комплектования средствами защиты
Наименование средства защиты
Распределительные устройства напряжением выше 1000В электростанций и подстанций
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)
на напряжение 110кВ
Указатель напряжения
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические боты (для ОРУ)
Переносные заземления
Защитные ограждения (щиты)
Плакаты и знаки безопасности (переносные)
Противогаз шланговый
Согласно «Межотраслевых правил по охране труда ПОТ РМ 016-2001» необходимо вывешивать знаки безопасности указанные в таблице 15.12.
Таблица 15.12 - Знаки безопасности
Назначение и наименование
Знаки и плакаты предупреждающие
Для предупреждения об опасности поражения электрическим током ОСТОРОЖНО! ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ
В электроустановках до и выше 1000 В электростанций и подстанций. Укрепляется на внешней стороне входных дверей РУ за исключением дверей КРУ и КТП расположенных в этих устройствах; наружных дверей камер выключателей и трансформаторов; ограждений токоведущих частей расположенных в производственных помещениях; дверей щитов и сборок напряжением до 1000 В
9 Пожарная безопасность
Пожарная безопасность электроустановок определяется наличием горючих изоляционных материалов в применяемом оборудовании согласно ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения».
Наибольшую пожарную опасность на подстанции представляет трансформаторное масло находящееся в маслонаполненных аппаратах.
Характеристика пожарной опасности трансформаторного масла: горючая жидкость способная самостоятельно гореть после удаления источника зажигания имеет температуру воспламенения 2700С.
Причины возникновения пожара могут быть:
а) неэлектрического характера:
нарушение требований пожарной безопасности (ПБ).
б) электрического характера:
статическое электричество;
большие переходные сопротивления.
В соответствии с положениями НПБ-105-03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение ЗРУ-10кВ подстанции относится к категории пожароопасности "В" ОПУ – тоже к категории "В" а ОРУ-110кВ приравнивается к категории помещений "Вн". При возникновении пожара в ЗРУ-10кВ ему присваивается класс «Е». При возникновении пожара присваивается класс «А» «В» или «Е».
Пожарная безопасность обеспечивается согласно ГОСТ 12.1.004-91* ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования» системой предотвращения пожара системой противопожарной защиты и организационно-техническими мероприятиями.
Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается применением:
устройством молниезащиты зданий сооружений и оборудования.
Ограничение массы и объема горючих веществ и материалов а также наиболее безопасный способ их размещения достигается применением:
периодической очистки территории на которой располагается объект помещений коммуникаций аппаратуры от горючих отходов отложений пыли пуха и т. п.;
удалением пожароопасных отходов производства.
Противопожарная защита достигается применением:
применение средств пожаротушения (НПБ 105-03 Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения приведены в таблице 15.13);
Таблица 15.13 – Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения
Наименование помещения или установки
Единица защищаемой площади или установки измерения
Ящик с песком объемом 05 м3
Пенный вместимостью 10 л
Порошковый вместимостью 5 л
Углекислотный вместимостью 5 л
Углекислотный вместимостью 25 л
Углекислотный вместимостью 80 л
Главный щит управления блочные щиты управления панели релейных щитов ОПУ
Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла более 10 т
Трансформа-тор силовой
Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла менее 10 т
Трансформа-тор собственных нужд
применением автоматических установок пожарной сигнализации и пожаротушения согласно НПБ 110-03 "Перечень зданий сооружений помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией" (Таблица 15.14);
Таблица 15.14 – Здания сооружения помещения и оборудование подлежащие защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией
Нормативный показатель
Кабельные сооружения подстанций напряжением кВ:
Независимо от площади
Кабельные сооружения подстанций глубокого ввода напряжением 110 кВ с трансформаторами мощностью МВА:
Кабельные сооружения при прокладке в них маслонаполненных кабелей в металлических трубах
применением основных строительных конструкций и материалов II степени огнестойкости согласно СНиП 21-01-97 "Пожарная безопасность зданий и сооружений" (Предел огнестойкости строительных конструкций приведен в таблице 15.15 Конструктивные характеристики зданий в зависимости от их степени огнестойкости приведены в таблице 15.16 Класс пожарной опасности строительных конструкций приведен в таблице 15.17);
Таблица 15.15 – Предел огнестойкости строительных конструкций
Степень огнестойкости здания
Предел огнестойкости строительных конструкций не менее
Несущие элементы здания
Наружные ненесущие стены
Перекрытия междуэтажные (в т.ч. чердачные и над подвалами)
Элементы бесчердачных покрытий
Настилы (в том числе с утеплителем)
Марши и площадки лестниц
Таблица 15.16 – Конструктивные характеристики зданий в зависимости от их степени огнестойкости
Степень огнестойкости
Конструктивные характеристики
Здания с несущими и ограждающими конструкциями из естественных или искусственных каменных материалов бетона или железобетона с применением листовых и плитных негорючих материалов. В покрытиях зданий допускается применять незащищенные стальные конструкции
Таблица 15.17 – Класс пожарной опасности строительных конструкций
Класс конструктивной
пожарной опасности здания
Класс пожарной опасности строительных конструкций не ниже
Несущие стерж-невые элементы (колонны ригели фермы и др.)
Стены наружные с внешней стороны
Стены перегородки перекрытия и бесчердачные покрытия
Стены лестничных клеток и противопожарные преграды
Марши и площадки лестниц в лестничных клетках
организацией с помощью технических средств включая автоматические своевременного оповещения и эвакуации людей согласно НПБ 104-03 «Проектирование систем оповещения людей о пожаре в зданиях и сооружениях». (Здание имеет один этаж и категорию «В»)
Таблица 15.18 – Тип СОУЭ для зданий
Группа зданий комплексов и сооружений (наименование нормативного показателя)
Значение нормативного показателя
Наибольшее число этажей
Производственные здания и сооружения (категория здания)
Таблица 15.19 – Характеристики СОУЭ
Наличие указанных характеристик у различных типов СОУЭ
Звуковой (сирена тонированный сигнал и др.)
а) световые мигающие указатели
б) статические оповещатели "Выход
+ требуется; * допускается.
Ограничение распространения пожара за пределы очага достигается применением:
применением средств предотвращающих или ограничивающих разлив и растекание жидкостей при пожаре (маслоприемников у масляных силовых трансформаторов).
(Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:
Габариты маслоприемника выступают за габариты единичного электрооборудования на 1 м.
Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла содержащегося в корпусе трансформатора.
Устройство маслоприемников и маслоотводов исключает переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой растекание масла по кабельным и другим подземным сооружениям распространение пожара засорение маслоотвода и забивку его снегом льдом и т. п.
Маслоприемники с отводом масла выполняются заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли).
Дно маслоприемника засыпано крупным чистым гравием с частицами от 30 до 70 мм. Толщина засыпки составляет 025 м.
Маслоотводы обеспечивают отвод из маслоприемника масла и воды применяемой для тушения пожара автоматическими стационарными устройствами на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений; 50% масла и полное количество воды удаляются не более чем за 025 ч. Маслоотводы выполняются в виде подземных трубопроводов.)
Для обеспечения эвакуации предусмотрено:
помещение ЗРУ-10 кВ при длине 25м имеет два выхода двери которых открываются наружу;
обеспечена возможность беспрепятственного движения людей по эвакуационным путям.
Организационно-технические мероприятия включают:
организацию пожарной охраны;
паспортизацию веществ материалов изделий технологических процессов зданий и сооружений объектов в части обеспечения пожарной безопасности;
организацию обучения работающих правилам пожарной безопасности на производстве
разработку инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара;
разработку мероприятий по действиям администрации рабочих на случай возникновения пожара и организацию эвакуации людей.
10 Защита окружающей среды
Источниками загрязнения окружающей среды в процессе эксплуатации оборудования ГПП могут быть: возможность утечки трансформаторного масла в большом количестве и попадание его в водоемы повышенный уровень шума (894 дБА) и излучение электромагнитных полей оборудованием 110 кВ (Е=036 кВм) бытовые и технологические отходы.
Строительная и санитарно-техническая часть электроустановок удовлетворяют требованиям действующих нормативных актов и директивных документов о запрещении загрязнения окружающей среды вредного или мешающего влияния шума электромагнитных полей согласно главе «Общие указания по устройству электроустановок» ПУЭ.
В электроустановках предусмотрены сбор и удаление отходов: химических веществ масла мусора технических вод и т.п. В соответствии с действующими требованиями по охране окружающей среды исключена возможность попадания указанных отходов в водоемы систему отвода ливневых вод а также на территории не предназначенные для этих отходов. Устройство маслоприемников для трансформаторов 11010кВ для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформаторов. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла находящегося в корпусе трансформатора.
По СанПиН 2.2.12.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий сооружений и иных объектов" устанавливаем санитарную зону 500 метров так как ГПП относится к предприятиям 2 класса. Санитарно-защитная зона для предприятий имеющих санитарно-защитную зону 500 м и более - не менее 40% ее территории с обязательной организацией полосы древесно-кустарниковых насаждений.
11 Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ на воздушных линиях электропередач
Работы на ВЛ относятся к особо опасным так как часто связаны с подъемом на опоры и иногда приходится работать на линии находящейся под напряжением или вблизи других действующих линий. С точки зрения техники безопасности на ВЛ работают в следующих условиях:
а) на отключенных линиях;
б) на линиях находящихся под напряжением;
в) на отключенных линиях при совместной подвеске проводов с другими линиями напряжением до и свыше 1000 В;
г) на линиях находящихся вблизи других действующих линий электропередач.
Работы на ВЛ можно начинать только после выполнения необходимых организационных и технических мероприятий обеспечивающих безопасность.
Организационные мероприятия — это оформление наряда или распоряжения (письменное или устное) допуск к работе надзор во время работы и оформление окончания работ. По наряду выполняют работы на неотключенных линиях с подъемом на опору выше 3 м от земли.
К техническим мероприятиям относятся отключение напряжения принятие мер от случайной подачи напряжения вывешивания плакатов «Не включать — работают люди» проверка отсутствия напряжения и наложение заземлений.
Переносное заземление на линии накладывают на опоре ближайшей к месту проведения работ. При работах связанных с нарушением целости проводов заземление устанавливают с двух сторон поврежденного участка. Накладывать крепить и снимать заземление нужно в диэлектрических перчатках или при помощи изолирующих штанг.
На деревянных или железобетонных опорах имеющих спуск к повторным грозозащитным заземлениям переносное заземление присоединяют к этому спуску. Если этого спуска нет то к искусственному заземлителю забитому в землю металлическому стержню или буру ввернутому на глубину 05 10 м. На ВЛ с заземленной нейтралью на месте работ переносные заземления можно присоединять к нулевому проводу.
Все лица обслуживающие линии должны пройти медицинское обследование и иметь удостоверение о допуске к работе.
Как правило одновременно на ВЛ должны работать не менее двух человек.
Одно лицо может осматривать линию без наряда не поднимаясь на опоры. Осматривающий линию должен считать что она под напряжением так как даже на отключенную линию в любой момент может быть подано напряжение. При обходе в темное время суток следует идти по краю трассы чтобы случайно не наступить на оборванный провод. Оборванный провод может убрать осматривающий линию обязательно применив изолирующие средства.
При ремонте отключенной линии перед подъемом на опору необходимо убедиться в прочности ее основания. Запрещается подниматься на опору основание которой подгнило более чем на 25 30 см по радиусу без предварительного ее закрепления оттяжками.
Подниматься на опору разрешается с применением когтей или специальных приспособлений. Работая на опорах следует всегда стоять на обеих ногах прикрепившись к опоре цепью монтерского пояса.
Запрещается подниматься на сильно наклонившуюся опору до ее выпрямления и закрепления в грунте. Перед подъемом на опору необходимо проверить исправность предохранительного пояса когтей и других защитных средств — диэлектрических перчаток инструмента с изолированными рукоятками приспособлений.
При работе без снятия напряжений с подъемом на опору следует одежду застегнуть на все пуговицы а рукава опустить и застегнуть у кистей рук.
Если при работе не исключена возможность прикосновения или приближения на опасное расстояние к проводам другой действующей линии напряжением выше 1000 В эту действующую линию необходимо отключить и заземлить вблизи места работы.