Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

первом случае генератор постоянного тока, используемый в качестве возбудителя, соединяют с валом основного генератора текстропной (ременной) передачей или фланцем. Мощность возбудителя обычно составляет 1,5 ... 2,5 % номинальной мощности синхронного генератора. Во втором случае система возбуждения, состоящая из статических (неподвижных) элементов — силового трансформатора, выпрямителей и т. д., преобразует переменный ток на выводах генератора в постоянный для питания обмотки возбуждения и регулирования напряжения генератора.

В состав оборудования ДЭС входят также: системы охлаждения дизеля с насосами, баками и трубопроводами; системы питания топливом дизеля с топливными баками, насосами и трубопроводами; системы смазки дизеля с масляными баками, масляными радиаторами, насосами и маслопроводами; системы запуска дизеля с электрическим стартером, аккумуляторной батареей и зарядным генератором или воздушными баллонами, компрессором, пусковыми клапанами и трубопроводами; системы подогрева дизеля с подогревателями, лампами и змеевиками для подогрева, отопительно–вентиляционными установками; щиты управления, защиты и сигнализации, щиты распределения электроэнергии от станции к потребителю, аккумуляторная батарея с выпрямителями для ее подзаряда, которая служит для запуска дизеля и питания постоянным током схем управления, сигнализации, цепей возбуждения.

По конструктивному исполнению ДЭС разделяют на стационарные и передвижные.

Рис. 3.1 Дизельная электростанция типа АСДА–250

Стационарные станции предназначены для работы в закрытых помещениях с температурой окружающего воздуха от 4–8 до +40 °С. Помещения для стационарных станций должны быть огнестойкими, иметь приточную вентиляцию и отопительную систему. Все основное и вспомогательное оборудование размещают так, чтобы обеспечить к нему доступ, а также иметь место для ремонтной зоны (для выемки при ремонте поршней, датчиков, расчленения дизеля и т. д.). Дизель–генератор устанавливают на бетонный горизонтальный фундамент, который для предотвращения резонансных колебаний не должен быть связан со стенами здания и фундаментами других агрегатов. На рисунке 4.3 показан общий вид стационарной ДЭС типа АСДА–250 (без щита управления).

Для нормальной эксплуатации помещение станции, кроме естественного освещения, оборудуется искусственным, а также своим защитным заземлением. Шкафы и панели управления, сигнализации, защиты и распределения электроэнергии устанавливают так, чтобы обеспечить свободный доступ к аппаратуре и возможность наблюдения за кабелями,

Передвижные станции предназначены для работы на открытом воздухе при температуре от —50 до 40 °С, они должны иметь защиту от атмосферных воздействий и обеспечивать работу в условиях вибрации и тряски. Размещают их на автомобильном прицепе, в кузове автомобиля или в закрытом вагоне. Передвижные станции следует использовать в первую очередь для сокращения продолжительности перерывов в электроснабжении при ремонтах, реконструкции или плановых отключениях электрических сетей. Их применение целесообразно в тех случаях, когда длина сети невелика, а вероятная продолжительность восстановления участков сети относительно большая. При нарушениях работы магистральных участков электрических линий передвижную электростанцию целесообразно подключать через передвижную подстанцию (их обычно устанавливают на двухосном автомобильном прицепе) к неповрежденному участку линии напряжением 10 кВ или непосредственно к шинам 0,38 кВ ТП. При нарушениях работы линий 0,38 кВ электростанцию подключают к распределительным щитам потребителя.

По уровню автоматизации различают станции первой, второй и третьей степеней автоматизации.

Первая степень обеспечивает автоматическое поддержание номинального режима работы (в том числе без обслуживания и наблюдения не менее 4 ч) после пуска и принятия нагрузки дизель–электрическими агрегатами. При этом обеспечиваются аварийно–предупредительная сигнализация и защита, а также автоматический подзаряд стартерных аккумуляторных батарей и автоматическое наполнение топливных баков.

Вторая степень автоматизации включает автоматику первой степени и устройства для дистанционного и автоматического управления дизель–электрическими агрегатами — пуск, синхронизация при параллельной работе, принятие нагрузки, останов, контроль за работой, поддержание неработающего дизеля в прогретом состоянии. При этом обеспечивается срок необслуживаемой работы не менее 16 ч для агрегатов мощностью до 100 кВт и 24 ч свыше 100 кВт.

Третья степень автоматизации включает автоматику второй степени и дополнительные устройства для управления дизель–электрическими агрегатами — пополнение топливных и масляных баков, подзаряд всех аккумуляторных батарей и пополнение воздушных баллонов, заданное распределение активных и реактивных нагрузок при параллельной работе, управление вспомогательными агрегатами. При этом срок необслуживаемой работы не менее 150 ч для агрегатов мощностью до 100 кВт и 240 ч свыше 100 кВт.

ДЭС второй и третьей степеней автоматизации имеют также аварийно–предупредительную сигнализацию при достижении предельных значений температуры воды, масла, воздуха, давления масла, расхода и уровня жидкости, частоты вращения и т. д.

В зависимости от мощности и типа генератора и степени автоматизации станции применяют различные типы щитов управления и распределения энергии, предназначенные для управления, контроля за работой, защиты, включения на параллельную работу и распределения электроэнергии станции.

Мощность ДЭС выбирают по максимальной нагрузке станции Рмаx. При этом общая мощность выбранных агрегатов должна быть больше Рмах. Перегрузка агрегатов автономно работающей электростанции по мощности недопустима, так как влечет за собой снижение частоты переменного тока.

Номинальная мощность генераторов Рэ должна быть больше максимальной нагрузки генераторов электростанции Рмах или равняться ей:

(3.11)

Поэтому мощность ДЭС будет:

Рэ = 400 кВт ≥ Рmax300 кВт.

Окончательно выбираем мощность и марку ДЭС – АСД-400.

Правила технической эксплуатации рекомендуют при непрерывной работе дизеля свыше 24 ч снижать нагрузку для четырехтактного дизеля до 90 %, а двухтактного —до 85 %.

В основу выбора числа агрегатов Zр дизельной электрической станции положены экономические соображения. Мощность агрегата не должна более чем в 2 раза превышать минимальную нагрузку суточного графика. Число агрегатов (округляемое до целого) определяют по формуле

n = Pmax/(0,9∙Pэ) (3.11)

Для нашей расчетной ТП №2237 с максимальной нагрузкой Pmax = 300 кВт количество дизельных электростанций АСДА–400

n =

3.6 Подключение автоматизированного ДЭС

Рис. 3.2 Схема соединений генератора автоматизированной ДЭС

Обмотка статора G выполнена также, как у других генераторов ДЭС. У ротора явно выраженные полюса. На нем размещена обмотка возбуждения GL генератора, получающего питание от статистической системы. Ток в обмотке возбуждения регулируется шунтовым реостатом R2. В цепь возбуждения включен резистор RV гашения магнитного поля генератора. Сопротивление дишунтируется при отключении генератора системной защиты, а также для включения генератора на параллельную работу – методом самосинхронизации. На рисунке 2.1. показаны не все обмотки системы возбуждения и регулирования напряжения генератора. Обмотка силового трансформатора Т (у генераторов ЕСС-5 она уложена в пазы статора вместе с основной обмоткой G) и трехфазный выпрямитель UZ – это силовая цепь питания обмотки возбуждения. При вращении ротора за счет остаточного магнетизма в его полюсах и в стали статора образуется начальная ЭДС в обмотках G и Т, но она недостаточна для того, чтобы открылся выпрямитель UZ. Поэтому начальное возбуждение создается подачей импульса тока в обмотку возбуждения по цепи GB от аккумулятора или с помощью резонансовой системы, магнитно связанной с системой возбуждения. Обмотка ТV используется в блоке регулятора возбуждения, который на схеме не показан. Он подключен к выводам GB. Включение генератора и его защита от внешних КЗ осуществляется автоматическим выключателем QF. Для питания измерительных приборов установлены трансформаторы тока ТА! – ТА3; вольтметр PV и частометр PF подключаются непосредственно к генераторному напряжению. Точность синхронизации контролируют лампами III. Для управления генератором и распределения нагрузки установлен специальный щит.

Разработка однолинейной схемы электроснабжения

Электрической схемой главных соединений предусматривается автоматическая работа электроагрегата на электрическую сеть напряжением 380 В.. Параллельная работа ДЭС с основным источником централизованного электроснабжения не допускается. Типовым проектом предусматривается четыре варианта электрических схем связи ДЭС с сетью напряжением 380 В централизованного электроснабжения. При выборе варианта следует учитывать проектируемую или существующую схему внутри площадочных сетей 380 В, расположение резервных потребителей на объекте, место расположения ТП 10/0,4 кВ, организацию обслуживания сетей 380 В на объекте.

Ниже представлена однолинейная схема из одного варианта схемы электрических соединений ДЭС и связи электроагрегата с сетью 380 В группы резервных потребителей с распределительным пунктом.

Состав схемы:

Т – трансформатор 10/0,4 кВ,

S2 – рубильник,

FU – плавкий предохранитель,

Шины 0,4 кВ,

Д – кабельная вставка,

S1 – переключающий рубильник,

QF – автоматический выключатель,

ТА – трансформатор тока,

PI – счетчик электрический,

G – генератор.

Рис. 4.1 Схема электрических соединений ДЭС.

Помещение ДЭС располагают вблизи производственного помещения с вводным РП. Этот вариант обеспечивает как групповое, так и индивидуальное резервирование ответственных приемников. Электроагрегат подключает к шинам 0,4 кВ РП через распределительное устройство Д1 с переключающим рубильником 1. Устройство Д1 устанавливают в в помещении распределительного пункта РП Щит собственных нужд ДS подключен к РП.

В нормальном режиме работы питание основных потребителей осуществляется от внешнего источника электроснабжения – трансформаторной ПС через переключающий рубильник и распределительный пункт РП. Рукоятка рубильника S1 устанавливается в положении «Q» - «включена сеть».

В аварийном режиме работы при исчезновении напряжения от ТП запускают (вручную) Электроагрегат. Рукоятку рубильника S1 устанавливают в положении «S» - «включена ДЭС».

Электрическая схема КТП 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ состоит: из разъединителя 10 кВ РЛНД с заземляющими ножами, установленного на ближайшей опоре линии 10 кВ; вентильных разрядников для защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне 10 кВ и предохранителей, установленных в одном устройстве высшего напряжения, обеспечивающих защиту трансформатора от многофазных КЗ.

Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором. Остальная аппаратура размещается в нижнем отсеке (шкафу), т.е. РУ 0,4 кВ. На вводе РУ 0,4 кВ установлены рубильник, вентильные разрядники для защиты от перенапряжений на стороне 0,4 кВ, трансформаторы тока, питающие счетчики активной энергии и трансформаторного тока, к которым подключено тепловое реле, обеспечивающее защиту силового трансформатора от перегрузки. Включение, отключение и защита отходящих линий 0,4 кВ от КЗ и перегрузки осуществляется автоматическими выключателями. При этом для защиты линий от однофазных КЗ в нулевых проводах ВЛ 0,4 кВ установлены токовые реле.

Выбор сечения проводов ВЛ-10 кВ

Электрический расчет линии 10 кВ производится с целью выбора марки Ии сечения провода и определение потерь напряжения и энергии. Сечение проводов выбирается нагрузки с учетом надежности.

Выбираемое сечение проводов проводится:

по допустимому нагреву.

(5.1)

по потере напряжения

(5.2)

Определяем рабочий ток линии

(5.3)

Где Sрасч – расчетная полная мощность, кВа,

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Питание потребительских ПС10/0,4 кВ осуществляется от одной линии.

∑S = SТП = 354,6 кВа.

Сечение провода определяется по экономической плотности тока.

(5.4)

где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2. jэк = 1,1 А/мм2 []

Согласно ПУЭ для III климатического района по гололеду принимаем провод АС сечение провода должно быть не менее 50 мм2. Выбираем провод АС-50.

Iдоп = 210 А.

Iдоп = 210 А > Ipmax = 20?5 А.

Условие выполнено.

Рассчитываем потери напряжения в линии

(5.5)

где Рр, Qр – мощности активная и реактивная, Вт,

- длина линии, км,

Х0 – реактивное сопротивление линии, Ом/км, Х0 = 0,40 Ом/км. []

R0 – активное сопротивление линии, Ом/км. R0 = 0,60 Ом/км. []

∆Uдоп = - 6% ≥ 1,28%.

Определяем потери электроэнергии на линии.

(5.6)

где Ipmax – рабочий ток линии,А

R0 – активное сопротивление линии, Ом/км,

τ – время максимальных потерь, час, τ = 1450 час. [].

Потери энергии в линии, %.

(5.7)

где Wгод – годовое потребление энергии. Wгод = Ррасч∙Тmax.

Тmax – время использования максимальной мощности. Тmax = 2700 час.

Потеря энергии в трансформаторе, %.

(5.8)

где ∆Wт – потеря энергии в трансформаторе. []

Рассчитаем линию 0,4 кВ.

Разбиваем нагрузку не две линии.

Линия 1, 3 -

Линия 2 -

Расчет линии 0,4 кВ ведем методом интервалов.

Определим эквивалентную мощность:

Sэквив1 = Sр1∙Кд (5.9)

Где Кд – коэффициент динамики роста. Кд = 0,7 [].

Sэквив1 = 152∙0,7=106,4 кВа

Sэквив2 = 203,8∙0,7=143 кВа.

Выбираем провод А-50.

Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты.

Расчет токов КЗ начинаем с выбора расчетной схемы, на которой указывается марки проводов и их сечение, длина линий, силовые трансформаторы их мощность.

На расчетную схему наносим точки КЗ.