Содержание

1. Введение

1.1 Энергетика Иркутской области, перспективы развития

2. Общая часть

2.1 Краткая характеристика объекта и источников электрического снабжения

2.2 Описание технологической схемы объекта

3. Расчётная часть

3.1 Расчёт электрического освещения

3.1.1 Светотехнический расчёт

3.1.2 Электрический расчёт освещения

3.2 Расчёт электрических нагрузок

3.3 Определение центра электрических нагрузок электрокотельной

3.4 Выбор электрооборудования электрокотельной и ГПП

3.4.1 Выбор компенсирующего устройства на напряжения 0,4 кВ

3.4.2 Выбор компенсирующего устройства на 6 кВ

3.5 Расчёт и выбор трансформаторов

3.5.1 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора цеховой подстанции. Выбор КТП

3.5.2 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора ГПП

3.5.3 Выбор типа РУ-6 кВ

3.6. Обоснование схем электроснабжения

3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)

3.6.2. Выбор схемы электроснабжения

3.6.3 Выбор режима нейтрали

3.7 Расчёт питающих и распределительных сетей

3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В

3.7.2 Выбор схемы первичной коммутации на напряжение 220 кВ

3.7.3 Расчёт и выбор воздушной линии 220 кВ

3.8 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

3.9 Выбор аппаратов на напряжения выше 1000 В.

3.10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкость

3.10.1 Проверка высоковольтных кабелей на устойчивость к токам короткого замыкания

3.11 Расчёт тока трёхфазного короткого замыкания в сетях напряжением до 1000 В

3.12 Выбор электрических аппаратов напряжением до 1000 В

3.13 Выбор проводников напряжением до 1000 В

4. Релейная защита

4.1 Расчёт защиты высоковольтного электродвигателя

4.2 Учёт электроэнергии

5. Эксплуатация электрооборудования

5.1 Система управления электрохозяйством электрокотельной

5.2 Основные задачи эксплуатации

5.3 Эксплуатация и ремонт выключателей

5.4 Надзор и уход за трансформаторами

5.5. Изоляция трансформаторов и её эксплуатация

5.6 Эксплуатация трансформаторного масла.

5.7 Измерение сопротивления заземляющих устройств

5.8 Определение сопротивления петли фаза-ноль

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Характеристика и анализ производственных и опасных и вредных факторов

6.2 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда

6.3 Безопасность производственных процессов

6.3.1 Электробезопасность

6.4 Заземление электрокотельной

6.5 Пожарная безопасность

6.6 Молния защита электрокотельной.

7. Экономическая часть

7.1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ

7.2 Расчёт годовой трудоёмкости обслуживания оборудования

7.3 Расчёт численности ремонтного - эксплуатационного персонала.

7.4 Определение стоимости потреблённой электроэнергии

8. Специальная часть

8.1 Основные требования к релейной защите

8.2 Виды защит силовых трансформаторов

8.3 Расчёт релейной защиты цехового трансформатора

8.4 Расчёт релейной защиты трансформатора ГПП

8.5 Защита от однофазных замыканий на шинах 6 кВ

8.6. Устройство автоматики

8.6.1 Устройство управления, измерения и сигнализации в электрокотельной и на ГПП

8.6.2 Управление выключателями высокого напряжения

8.6.3 Автоматическое повторное включение

8.6.4. Автоматическое включение резерва

8.6.5 Регулирование напряжения

8.7 Измерительные трансформаторы

9. Список литературы

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1 ЭНЕРГЕТИКА ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ, ПРЕСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Россия занимает второе место в мире по производству электроэнергии, уступая лишь США и вырабатывает 66% электроэнергии СНГ.

Первое акционерное энергетическое общество в России было создано в 1886г. и оно же 100 лет назад пустило в Москве первую промышленную электростанцию.

На данный момент в стране существует Единая энергетическая система, работу которой обеспечивает РАО «ЕЭС России» координируя деятельность самостоятельных акционерных обществ – энергоснабжающих организаций, производителей электрической и тепловой энергии.

Передача электроэнергии осуществляется на большие расстояния осуществляется с помощью высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП). Первая ЛЭП начала действовать в 1956 году (соединила Куйбышев, ныне Самару, с Москвой и предавала электроэнергию Волжской ГЭС.

Электроэнергетика является районообразующим фактором т.к. около крупнейших ГЭС размещаются производства электрометаллургии, электрохимии.

Самая большая доля производства электроэнергии РФ приходится на тепловые станции около 70%. Доля ГЭС−20%, а атомных станций 10%.

По виду используемого топлива различают тепловые станции, которые работают: на угле, мазуте, природном газе, сланцах, торфе (ТЕЦ, ГРЭС,ТЭЦ) и использующие внутреннюю энергию Земли (гетеотермальные − ГеоТЭС). В России действует Паужетская гетеотермальная станция на камчатке.

Крупнейшие тепловые электростанции (Государственные районные электрические станции) мощностью свыше 2 млн.кВт расположены: в центральном районе РФ − Костромская и Конаковская (работают на газе); в Северо−Западном районе − Киришиская (на мазуте); Поволжье − Заинская (на газе); на Урале − Рефтинская, Троицкая (на угле), Ирклинская (на газе); в Сибири и на Дальнем Востоке − Сургутские ГРЭС и Нижневартовская (на попутном газе), Березовская и Назаровская (на буром угле), Нерунгринская (на угле).

Значительная доля оборудования тепловых электростанций выработала эксплуатационный ресурс. В предстоящие 12-13 лет мощность такого оборудования достигнет 75 млн. кВт (50% оборудования действующих ТЭС), поэтому необходимо ежегодно проводить техническое перевооружение и реконструкцию электростанций суммарной мощностью 5 – 6 млн. кВт.

Главной задачей является повышение технического уровня российской электроэнергетики. Для этого следует обновить выбывающие мощности тепловых электростанций с помощью современных технологий, путем внедрения парогазовых установок для ТЭС, работающих на природном газе, и чистых угольных технологий для ТЭС, сжигающих твердое топливо.

Важной особенностью развития современной энергетики является строительство и использование атомных электростанций. Огромное преимущество использования ядерной энергии состоит в том, что при сжигании 1 кг урана выделяется столько же энергии сколько и при сжигании 25000 т. угля. Необходим лишь жесткий контроль за работой АЭС. В настоящее время в России действует 29 энергоблоков: Смоленская, Тверская, Курская, Новороженская, Ленинградская (самая мощная − 4 млн.кВт), Кольская, Белоярская, Балаковская и Билибенская.

Важнейшим направлением в развитии электроэнергетики является также использование гидроэнергетических ресурсов. Гидроэлектростанции (ГЭС) обладают КПД более 80%.

Характерная черта гидроэнергостроительства в нашей стране − сооружение каскадов ГЭС. Крупнейшими в России являются Волжско−Камский и Ангарско−Енисейский каскады.

Волжско−Камский гидроузел включает в себя 11 ГЭС общей мощностью 14 млн.кВт.

Большой экономический эффект дает использование гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). В часы минимума нагрузок они потребляют электроэнергию для закачки воды в хранилище, чтобы в ''час пик'' работать на полную мощность. С 1987 г. работает Загорская ГАЭС г.Сергиев−Посад. На Кольском полуострове действует Кислогубеннская ПЭС, использующая энергию приливов и отливов.

Иркутская энергосистема была основана в 1954 году на базе ТЭЦ –2 в городе Иркутске и ТЭЦ –1 в городе Ангарске общей мощностью 215 тыс. кВт электросетей на напряжение 110 и 35 кВ, протяженностью 360 км при площади области 7768 тыс. км2, пролегающей с севера на юг на 11400 км и с запада на восток на 1200 км.

В настоящее время установленная мощность более 12 млн. кВт, это 5% от выработки страны. Полезный отпуск электроэнергии составляет 48181 млн. кВт∙ч. энергосистема состоит из тринадцати ТЭЦ и трех ГЭС.

Иркутская ТЭЦ –1 находится на территории АНХК. Строилась в 1947 – 1969 годах. Тепловая энергия: 1585 Гкал/год, электрическая: 245 МВт. Работает на Черемховском угле, отходы используются на ЖБИ и ЦГК.

Иркутская ТЭЦ–9 строилась с 1958 года. Установленная электрическая мощность 510 МВт, отпуск тепловой энергии 6246 Гкал. Использует уголь Азейского месторождения, воду из реки Ангары. В данное время проводит второй этап расширения.

Иркутская ТЭЦ–10 строилась в 1957 – 1965 годах. Установленная электрическая мощность 1110 МВт, тепловая 446 Гкал/год. Использует уголь Азейского и Черемховского месторождений.

Усть−Илимская ГЭС была построена в 1966−1980 годах. Удельная мощность составляет 43200 кВт, соединяется с братской ГЭС ЛЭП 220 кВ.

Братская ГЭС имени 50 − лития Октября сооружена в Подунском сужении в 1954−1963 годах. Установлено 18 агрегатов мощностью по 250 МВт. Вырабатываемая энергия передается в Иркутско − Черемховский промышленный район, Красноярский край и объдиненую Восточно − Сибирскую энергосистему.

Иркутская ГЭС расположена в городе Иркутске, строительство производилось в 1950−1958 годах. Установлено 8 агрегатов. Первая в Ангарском каскаде имеет распределительное устройство 110 − 220 кВ. питает железную дорогу и другие объекты Иркутской области.

Ближайшими задачами Иркутскэнерго является следующие:

Повышение пропуска электроэнергии от Братской ГЭС в Иркутско-Черемховский промышленный район, а также в Китай; модернизация и реконструкция ТЭЦ многим из которых более 20 лет; строительство "Тельмомаканская ГЭС"; строительство ГРЭС на Тулунских углях для обеспечения мощностью при пиковых нагрузках;добиваться промышленного освоения нефтегазового Ковыктинского месторождения, введение газа в топливный баланс; электросетевое хозяйство нуждается в реконструкции старых и строительстве новых линий электропередачи и подстанций.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

2.1 КРАТКАЯХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Электрокотельная входит в состав системы технического водоснабжения ТЭЦ-11, она предназначена для получения горячей воды, за счёт тепла, выделяемого электрическим током при прохождении его непосредственно через воду, а применяется для отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, как закрытых, так и открытых отопительных систем, посёлка Белореченск и рядом стоящие промышленные предприятия .

Согласно ПУЭ Электрокотельная является потребителем первой категории. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 40 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ ТЭЦ-11,по воздушной линии 220 кВ, от разных источников питания находящихся на ТЭЦ-11.

2.2 ОПИСАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ОБЪЕКТА

Основным оборудованием электрокотельной является котёл электродный, водогрейный

типа КЭВ-10000/6-3Ц количеством 6 штук.

Рном = 10000 кВт; Uном = 6 кВ; Jном= 920 А.

пределы регулирования мощьности-100-50% Рном,

температура воды на выходе из котла – 150 оС

номинальный расход воды через водогрейный котел-107 м3/ч

расчётное давление вады-1,0Мпа (10,0 кгс/см2)

теплопроизводительность-8,6 Гкал/ч

насос сетевой 1 ступени количество 2 шт.

тип СЭ – 800 – 100 – 11 тип электродвигателя ДАЗО4 – 400ХК – 4У3

Q =800 м3; H = 1,0 Мпа Рном = 315 кВт; n = 1500 об/мин. Uном = 6 кВ.

насос сетевой 2 ступени количество 2 шт.

тип СЭ – 800 – 55 – 11 тип электродвигателя ДАВ – 200 – 4У3

Q =800 м3; H = 0,55 Мпа Рном = 200 кВт; n =1500 об/мин; Uном = 6 кВ

Вспомогательное оборудование.

конденсатный насос кол-во 2 шт. Рном = 5,5 кВт; n = 2850 об/мин; Uном = 0,4 кВ

насос аккамуляторных баков кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ

дренажный насос кол-во 2 шт. Рном =7,45 кВт; n = 2900 об/мин; Uном = 0,4 кВ

насос охлаждения подшипников кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ

3. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ

Расчёт освещения методом коэффициента использования светового потока.

Рациональное электрическое освещение способствует повышению производительности труда, сохраняет зрение. При проектировании электрического освещения следует иметь в виду и экономию электроэнергии. Рациональное искусственное освещение должно обеспечивать достаточную, равномерную, без теней освещённость рабочей поверхности, отсутствие слепящего действия источников света и постоянство освещённости во времени.

Величина необходимой освещённости зависит от степени точности работы, от размеров обрабатываемых деталей, от светлоты фона и контраста между деталью и фоном.

Метод коэффициента использования применяется для расчёта общего освещения при симметричном расположении светильников. Согласно этому методу сначала производится расчёт светового потока одной лампы, по требуемой освещённости, которая берётся из справочных данных, и по параметрам помещения. Затем по полученному световому потоку выбирается либо мощность лампы, либо корректируется их число.

Расчёт по данному методу проведём для выбора параметров освещения в электрокотельном отделении. Так как высота помещения отделения насосов довольно большая (7 метров) и температура внутри помещения постоянна, то для общего освещения воспользуемся светильниками с лампами типа ДРЛ

Выбираем тип светильника - РСП08 Его данные из [1] Табл.2.8 стр. 36

Данный вид светильников рекомендуется для выполнения общего освещения внутри, а также снаружи помещений в сухой и влажной средах.

Тип пускорегулирующей аппаратуры 1Н250И37-100ХЛ2

Тип лампы ДРЛ 250

Тип патрона Е4 ЦКБ-03 ТУ 16-675.121-85

[1] Табл.2.7 стр. 35

Защитный угол 15 град

КПД с диффузорным отражателем 75 %

Коэффициент мощности не нижеcosj=0.53

Pл=250 Вт Фл=11000 Лм[2] стр 28 табл. 2-15

Определим расчётную высоту подвеса, если:

hh=6.6 м высота светильников над полом

hc=0.4 м высота свеса светильников

hр=0.8 м высота рабочей поверхности

H=7 мобщая высота здания

Тогда расчётная высота

будет равна по формулеРис 2.Высота подвеса светильников.

Так как высота светильников над полом превышает 5 метров, то обслуживание светильников будет производиться со специально оборудованной площадки на кран-балке.

По приведённым в справочнике ([2] стр. 123 табл. 4-16 (для косинусной кривой)) оптимальным соотношениям расстояния между светильниками и высотой их подвеса определим оптимальное расстояние между светильниками при найденной высоте подвеса.

Теперь, зная расстояние между светильниками, определим число рядов и число светильников в рядах.

A=17 м – ширина электрокотельного отделения.

В=62 м – длина электрокотельного отделения.

Количество рядов ряда или приближённо n1=2 ряда

Количество светильников в ряду или приближённо n2=7 штуки

Тогда общее количество светильников штук

Определим световой поток лампы по выражению

В данной формуле:

E=100 лк - освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения.

м2 - площадь зала

Z=1.15 – коэффициент минимальной освещённости

KЗ=1.5 – коэффициент запаса

Для определения коэффициента использования найдём индекс помещения

По справочным данным найдём коэффициент светового потока, который изменяется в зависимости от окраски стен и потолка, индекса помещения и типа светильника.[1] стр 34 табл. 2.5 Для коэф РП=50%, Рс=30%, Рр=10%. КИ=0.76

Подставляем все данные в формулу для определения требуемого светового потока одной лампы

лм Fл=17087.88 лм

Так как, полученный световой поток даст только лампа большей мощности, то нам необходимо либо увеличить мощность лампы, а тем самым световой поток, создаваемый одной лампой; либо увеличить число светильников. Выбираем второй вариант, так как увеличение числа светильников даёт более равномерный световой поток и меньший показатель ослеплённости.

То есть Рл=250 ВтФл=11000 лм

Пересчитаем теперь количество светильников исходя из светового потока одной лампы:

штук

Принимаем, что N=22 штук

Светильники равномерно распределяем по освещаемой поверхности:

N1=2 ряда

м L1=8.5 м – расстояние между рядами

штук N2=11 штук светильников в ряду

м L2=5.6 м

Расстояние от стены до первого ряда м

Расстояние до первого светильника в рядах м

Таким образом, окончательное количество светильников определим:

штук

Произведём теперь расчёт установленной мощности:

кВт

Так как используются светильники с лампами типа ДРЛ, то кроме мощности ламп необходимо учитывать потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (дросселе). Это достигается введением коэффициента 1.3

кВт

3.1.1 СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

Для проверки правильности выбора светильников, ламп и места их установки в помещении воспользуемся точечным методом. Для этого расположим светильники на плане по рассчитанным выше данным.

Рис 3. План расположения светильников.

Точка А.

По плану расположения светильников определим расстояние до расчётной точки. dа=5 м h=5.8 м. По кривым пространственных изолюкс для светильников типа РСП08, зная указанное выше расстояние и высоту подвеса, определим условную освещённость: Ea.1=3 лк [2] стр 191 рис 6-29

Так как точку А освещают четыре светильника, находящихся на одинаковом от неё расстоянии, то лк

μ=1.3 как для светильника с преимущественно прямым светом

лк

Как видно из расчёта освещённость в точке А приемлема

Данные расчёта освещённости в других точках производим аналогично, результаты занесём в таблицу.

Таблица 3.1. Расчет освещённости в контрольных точках

Из трёх проверяемых точек наихудшие показатели освещённости в точке С. Проверим её на допустимость отклонения от нормы. E=100 лк – нормируемая освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения.

Отклонение освещенности в точке С:

Сравним значение освещенности в т. С с нормируемым значением. Допустимое отклонение 20%, [9].

Вывод: освещенность в т. С занижена на 17,06%, что является допустимым.

Определение коэффициента неравномерности освещенности. Коэффициент неравномерности определяется по наиболее и наименее освещённым точкам проверяемого помещения:

b доп=0,3

Вывод: освещение помещения соответствует требованиям [2], так как b > b доп

Расчёт электроосвещения методом удельных мощностей.

Метод удельной мощности применяется для расчёта общего равномерного освещения. Отношение суммарной мощности ламп, установленных в помещении, к площади помещения даёт удельную мощность освещения:

Заранее вычисленные значения удельной мощности можно использовать для определения потребной мощности ламп без подробного светотехничечского расчёта:

Вт Тогда мощность одной лампы: , где

n – число ламп

k – коэффициент запаса

Данным методом произведём расчёт освещения в остальных помещениях

Данные для расчета, в частности нормы освещённости в помещениях берём из [3].

Для наглядности сказанного произведём выбор освещения в мастерской.

Определим освещённость в вент. камере из справочных данных при установке светильников с лампами накаливания: лк

Выберем тип светильника НСП11У200 Вт. Площадь помещения по плану цеха равна: м м тогда

м2

По таблицам определим освещённость в ваттах на квадратный метр для данного помещения, высота помещения 3 метра

Определим установленную мощность:

Вт

Определим количество светильников:

штук.

Окончательно выбираемсветильника.

Установленная мощность:

кВт

Число светильников и суммарную установленную мощность в остальных помещениях находим аналогично и данные расчёта заносим в итоговую таблицу.

Таблица3.2 Число светильников и установленная мощность в электрокотельной.

Так как полная мощность S ламп накаливания равняется их активной мощности P, то определим суммарную мощность ламп накаливания:

кВ·А

Определим теперь мощности ламп ДРЛ и люмининсцентных ламп.

кВ·А кВ·А

Тогда полная мощность на освещение будет:

кВ·А

Или с учётом коэффициента спроса на освещение в среднем равного 0.95

кВ·А

Так как для аварийного освещения рекомендовано использование ламп накаливания ( [2] стр. 84), то установим дополнительные светильники аварийного освещения в помещении электрокотельного отделения, а в остальных аварийное освещение будут обеспечивать светильники из числа рабочих, чтобы в случае отказа рабочего освещения обеспечивалась освещённость 5% от нормированной составим таблицу, в которой приведём тип и количество светильников аварийного освещения:

Таблица 3.3. Тип и количество светильников аварийного освещения.

Полная мощность аварийного освещения:

кВт

3.1.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ

Согласно [10] напряжение для осветительной установки в помещениях без повышенной опасности и электрических помещениях вне зависимости от высоты установки и конструкции светильников выбираем 380/220В, с заземленной нейтралью, с питанием сети освещения от общих с силовой нагрузкой трансформаторов КТП 6/0,4кВ.

Для расчёта сети электроосвещения произведём разбивку по группам имеющихся светильников, стремясь чтобы светильники одной группы находились в одном помещении, для удобства обслуживания, и, чтобы токи в группах были примерно одинаковы.

Таблица 3.4. Группы светильников рабочего освещения.

Токи в группах определяли по формуле для двухпроводной сети освещения с проводами фаза, ноль:, где S – мощность группы, U=220В – напряжение сети освещения.

Рис 4. Схема щита рабочего освещения.

¼ эл.кот.отд ¼ эл.кот.отд ¼ эл.кот.отд ¼ эл.кот.отд Мастерская Пульт управления коридор Склад КТП РУ-6кВ РУ-0.4кВ

Суммарный ток осветительной нагрузки на щитке освещения определим по выражению:

А

Произведём выбор и проверку проводов осветительной сети.

Так как среда электрокотельной не взрывоопасная, то выбираем для использования провода и кабеля, марки АВВГ (А - алюминиевые жилы, В - полихлорвиниловая изоляция, В - полихлорвиниловая оболочка, Г - отсутствие защитных покровов поверх брони или оболочки). Согласно требованиям безопасной эксплуатации электрооборудования корпуса светильников и другого оборудования подключенного к глухо-заземленной сети напряжением 380/220В должны быть заземлены, поэтому для питания светильников будем использовать трёхпроводный кабель. Способ прокладки проводов до светильников:

В электрокотельном отделении на несущем тросе.

В остальных помещениях по стенам на скобах.

По длительно допустимому току выбираем сечение провода для всех 11 групп и для питания щитка освещения (материал кабеля - алюминий):

На щиток - АВВГ - (3*16+1*10) А

На группы по допустимой потере напряжения у наиболее удаленных светильников в группах. Согласно требованиям ПУЭ потеря напряжения в осветительных сетях не должна превышать значения 2.5 % в месте присоединения самого отдалённого светильника.

Определим потерю напряжения на участке до щита освещения:

где S - сечение проводника на участке, С - коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для четырех проводной сети с алюминиевым проводом C=46 Сечение жилы кабеля S=16 мм2. Определим момент L 1 – расстояние от ЩСУ до щита освещения по плану расположения оборудования равно двадцать пять метров. Тогда момент кВт·м и падение напряжения % Значит на участке от щита освещения до последнего светильника в группе падение напряжения не должно превышать 2.5-0.68=1.82 %

Предварительно для прокладки принимаем провод марки АВВГ трехпроводный. Сечение проводов сети определим по формуле:

, где

М – момент нагрузки, кВт/ч.

С – коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для двухпроводной сети с заземляющим проводом с алюминиевым проводом С=7,7

- допустимая потеря напряжения. Определяем максимальный момент нагрузки. Таким моментом будет обладать первая, вторая, третья и четвёртые группы, из-за большой мощности и протяжённости по сравнению с другими. , где м – расстояние от щита освещения до первого светильника в группе, м – расстояние между первым и последним светильником в группе, тогдакВА·м

Лампы накаливания аварийного освещения питаются от отдельной сети, и в расчетах их мощности не учитываем.

Сечение проводов сети

По справочнику принимаем сечение провода: S=6мм2 .

АВВГ-(3*6) А

Выбор щитов освещения для рабочей и аварийной систем.

Из [1] стр 45 табл 36 выбираем щиток освещения на 12 групп. Приведём его характеристики:

На вводе автомат ВА 51-31 А А А

На отходящих линиях устанавливаем однополюсные автоматические выключатели ВА 16-26 на различные номинальные токи

А 6 штук5,6,7,8,10,11 группы

А Резерв

А 4 штуки1,2,3,4 группы

А 1 штука 9 группа

Оставшийся неиспользованный автомат оставляем в резерве пусть его номинал будут 10 А. Данные автоматы оснащены тепловым расцепителем с уставкой 1.1 и электромагнитным расцепителем, срабатывающим при токе 10

Аварийное освещение ЩОА-1.

Аварийное освещение обеспечивает в случае погасания светильников рабочего освещения минимальную освещённость, необходимую для временного продления деятельности персонала и обеспечения безопасности выхода людей из помещения.

Щиток освещения выбираем аналогичным рабочему щиту - ОЩВ 12 – УХЛ 4. Номинальные токи в водного и линейных автоматов выбираем меньшими, соответственно номинальным токам в группах. Так как мощность аварийного освещения составляет лишь 5-10 % от рабочего, то как для питания самого щитка, так и для питания светильников можно брать кабель и провода меньшего сечения. На щит АВВГ (3*6+1*4), на группы АВВГ (3*2.5)

Проверку на падение напряжения для эл. сети аварийного освещения не производим из-за малой мощности в группах. Данные из расчёта освещения используются далее для определения нагрузки на 0.4 кВ.

3.2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод коэффициента максимума, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощности ЭП с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения.

Таблица 3.5.Электрооборудование электрокотельной

Расчет нагрузки группы электроприёмников присоединённых к ЩСУ-1:

1.Насос аккамуляторных баков:

РСМ1=РН1 ∙ n ∙ КИ = 11 ∙ 1 ∙ 0,65 = 7,15 кВт,

где РН – номинальная мощность, приведенная к 100 %, кВт;

n –количество электроприемников;

КИ – коэффициент использования.

QСМ1=РCМ1 ∙ tgφ =7,15∙ 0,75= 5,36 кВар

2.Конденсатный насос:

РСМ2=РН2 ∙ n ∙ КИ = 5,5 ∙ 1∙ 0,65 = 3,6 кВт

QСМ2=РCМ2 ∙ tgφ =3,6∙ 0,75 = 2,7 кВар

3.Насос охлаждения подшипников:

РСМ3=РН3 ∙ n ∙ КИ = 11 ∙ 1 ∙ 0,65 = 7,15 кВт

QСМ3=РCМ3 ∙ tgφ =7,15∙ 0,75 = 5,36 кВар

4.Дренажный насос:

РСМ4=РН4 ∙ n ∙ КИ = 7,45 ∙ 1 ×0,65 = 4,84 кВт

QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =4,84 ×0,75 = 3,63 кВар

5.Кран - балка:

а) Двигатель хода кран - балки (ПВ = 40%)

РСМа=РНа ∙ ∙ КИ ×n = 18 ∙ ∙ 0,1×1 = 1,134 кВт

б) Двигатель хода тележки (ПВ = 40%)

РСМб=РНб ∙ ∙ КИ×n = 5,5 ∙ ∙ 0,1×1 =0,347 кВт

в) Двигатель подъема /спуска (ПВ = 60%)

РСМв=РНв ∙ ∙ КИ×n = 30 ∙ ∙ 0,1×1= 2,34 кВт

Суммарная мощность кран - балки:

РСМ5= РСМа + РСМб + РСМв = 1,134+0,347+2,34=3,821 кВт

QСМ5=РCМ5 ∙ tgφ =3,821 ∙ 1,73 = 6,6 кВар

6.Рабочее освещение:

РСМ6=РН6 ∙ n ∙ КИ = 14,55 ∙ 1 × 0,85 = 12,4 кВт

QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =12,4 × 0,7 =8,68 кВар

Σ Рн=РН1 + РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 11+5,5+11+7,45+(18+5,5+30)+14,55=103 кВт

Σ РСМ=РСМ1 + РСМ2 + РСМ3 + РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 =7,15+3,6+7,15+4,84+3,821+12,4=38,96 кВтΣ QСМ=QСМ1 +QСМ2 +QСМ3 +QСМ4 +QСМ5 +QСМ6 =5,36+2,7+5,36+3,63+6,6+8,68= 49,35 кВар.

При m<3 принимается действительное число электроприемников, m>3 и Ки>0,2 эффективное число электроприемников определяется по ниже следующей формуле:

n'=

В данном случае Ки=0,4 и nэ=7; Км=1,58 [8]

Рм =Км ∙ Рсм=1,58× 38,96=61,56 кВт

При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка принимается равной среднесменное нагрузке, а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной.

Нагрузка 6 кВ:

Асинхронные двигатели.

Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×0,9=567 кВт.

Qсм=Qм=Pсм×tgj=567×0,51=289,2 кВар.

Pсм=Pм=Pн×n×Ки=200×2×0,9=360 кВт.

Qсм=Qм=Pсм×tgj=360×0,51=183,6 кВар.

Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×6×0,8=48000 кВт.

Qсм=Qм=Pсм×tgj=48000×0,33=15840 кВар.

Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблице нагрузок 6

таблица 3.6.

3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

Построение картограммы нагрузок

Для определения месторасположения ГПП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план электрокотельной наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площадь окружности, в выбранном масштабе равна расчётной нагрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной нагрузке электрокотельной: из этого выражения радиус окружности:, где Рi – мощность электрокотельной, m=15 – масштаб для определения радиуса круга. Представим таблицу с величинами нагрузок электрокотельной:

Таблица 3.3. Нагрузки электрокотельной.

По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора нагрузки 0.4 кВ для электрокотельной.

Определение центра электрических нагрузок.

Подстанция ГПП, является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории электрокотельной важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электрических нагрузок (ЦЭН).

Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:

1.минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;

2.обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;

3.минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведённых годовых затрат.

Расчёт ЦЭН будем производить по нагрузке электрокотельной Приведём данные нагрузки и координаты в таблицу. Для определения координат нагрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной.

Таблица 9. Таблица мощности и координат нагрузки для определения ЦЭН.

Координаты ЦЭН определим по формулам:

Рассчитанная точка получилась в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку удобную по технологическим соображениям. Экономически более выгодно смещать п/ст в сторону питающей линии. Укажем на генеральном плане местоположение понижающей подстанции.

3.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И ГПП

3.4.1 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА НАПРЯЖЕНИЕ 0.4 КВ

Для уменьшения потерь в электрических сетях необходимо добиться минимума потребления реактивной мощности, так как при передачи реактивной энергии необходимой для создания эл/магнитных полей трансформаторов, двигателей происходит увеличение полной мощности, передаваемой к потребителю. Для компенсации реактивной мощности на практике применяют батареи конденсаторов или специальные компенсирующие устройства. Так как проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё, то следовательно расстояние на которое необходимо передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико, поэтому будут малы и потери мощности обусловленные передачей излишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отказаться от компенсации реактивной мощности в сети 0.4 кВ. И произвести её на шинах распределительного устройства 6 кВ

3.4.2 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА 6 КВ

Энергосберегающей организацией задано в часы максимума нагрузки значение tan() держать равным 0.31

Определим оптимальную мощность, которая передаётся из сети в часы максимума потребления активной мощности:

кВар

Реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на одной секции шин 6 кВ, определим как:

кВар

В качестве компенсирующего устройства выбираем комплектные конденсаторные установки по одной на каждую секцию КУ6-II с БРВ-1 с QКУ6=500 кВар

Определим теперь действительное значение tan():

значение тангенса соответствует заданного уровня, КУ требуемой мощности ( 500 кВар).

3.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.5.1 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции

Выбор КТП цеха.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену (таблица 3).

Рсм = 67,31 кВт;Qсм = 53,31 квар

В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.

Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов:

NMIN = PCM/(КЗ ∙ SНТ) + DN = 67,31/(0,6∙100) + 0,76 =1,1≈2

Оптимальное число трансформаторов:

NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2

где m = 0 определено

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через 2 трансформатора:

QMT ==99,3 квар

Мощность компенсирующих установок :

QКУ = QCM - QMT = 53,31 – 99,3 = - 45,99 квар

Установки компенсирующих устройств не требуется.

Проверка трансформатора на загрузку:

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,2

Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме соответствует норме.

Выбираем трансформаторы типа: ТМ-100/6/0,4 [3]

Таблица 3.8. Технические параметры трансформаторов.

Таблица 3.9. КТП.

3.5.2 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Для выбора мощности подстанции необходимо знать среднюю передаваемую мощность (данные взяты с электрокотельной).

Рсм =48994,31 кВт;Qсм = 16366,11 квар

Потери в трансформаторе приближенно определяются по формулам:

ΔРТ = 0,025 ∙ SСМ = 0,025 ∙ 51655,51 = 1291,39 кВт;

Полная среднесменная мощность с учетом потерь:

Расчетная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции:

Выбираем два варианта с трансформаторами разной мощности:

1. Трансформаторы типа ТДТН-40000/220/6,6

Проверка трансформатора на загрузку:

В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 0,7

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,4

Коэффициент загрузки, как в нормальном, так и в аварийном режиме не превышает норму.

2. Трансформаторы типа ТДТН- 25000/220/6,6

Проверка трансформатора на загрузку:

В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 0,7

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,4

Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме превышает допустимые значения.

К установке принимаем трансформаторы типа: ТДТН –40000/220/6,6 [5]

Таблица 3.10. Технические параметры трансформаторов.

3.5.3 ВЫБОР ТИПА РУ-6 КВ

Для питания и управления высоковольтными двигателями необходима установка в рассчитываемой электрокотельной распределительного устройства напряжением 6 кВ. Принимаем к установке в электрокотельной комплектное распределительное устройство 6 кВ.

Распределительные устройства (РУ) закрытого типа (внутренней установки) применяются обычно при напряжениях до 20кВ. Типичными для промышленных предприятий являются закрытые РУ вторичного напряжения ГПП, первичного напряжения цеховых подстанций, генераторного напряжения собственных электростанций.

Применение закрытых РУ может оказаться неизбежным иногда и при более высоких напряжениях (в случае тяжелых условий окружающей среды, при малой отводимой для РУ площади и т. п.).

Распределительные устройства до 20 кВ состоят, как правило, из комплектных ячеек заводского изготовления и называются комплектными распределительными устройствами (КРУ). Существуют два типа ячеек КРУ: ячейки, внутри которых все аппараты установлены стационарно (КСО), и ячейки, в которых выключатель ВН установлен на выкатываемой тележке.

На рис. 5 приведена одна из возможных конструкций ячейки КРУ на 1О кВ со стационарно установленной аппаратурой. Ячейка разделена на три отсека: открытый сверху отсек сборных шин и шинного разъединителя; отсек выключателя ВН; отсек линейного разъединителя и присоединения кабеля.

Отсеки отделены друг от друга сплошными металлическими листовыми перегородками, что позволяет, например, произвести безопасный осмотр выключателя при отключенных шинном и линейном разъединителях.

Приводы выключателя и разъединителей установлены на передней панели ячейки и между собой механически сблокированы (операции с разъединителями возможны только при отключенном выключателе). На передней панели установлены также измерительные приборы и реле. Открытое размещение приводов и приборов может считаться недостатком такой ячейки, так как этим ухудшается общий обзор и внешний вид РУ; поэтому, в некоторых других типах ячеек приводы и вторичные приборы размещены в специальном отсеке, находящемся обычно в левой части ячейки. На дверцы этого отсека вынесены только сигнальные прибор

Дверцы или снимаемые передние панели ячейки изготовляются из листовой стали. У некоторых типов ячеек дверцы снабжены смотровыми стеклами, облегчающими осмотр выключателей и других аппаратов.

В ячейках может быть предусмотрено также внутреннее местное освещение. В ячейках, предусмотренных для размещения выключателей ВН, могут устанавливаться и другие аппараты (выключатели нагрузки, плавкие предохранители, трансформаторы напряжения и т.п.). Однако при использовании меньших аппаратов размеры ячеек могут быть существенно сокращены. Так, при использовании плавких предохранителей со специальными малогабаритными выключателями нагрузки могут быть созданы комплектные ячейки на 10 кВ шириной порядка 0,6 м, высотой порядка 1,2 м и глубиной порядка 0,8 м, т. е. в несколько раз меньшего объема, чем изображенная на рис. 5 типовая ячейка.

На рис.6 показана комплектная ячейка выкатного исполнения. Выключатель ВН вместе с приводом установлен на выкатной тележке и соединяется со стационарной частью первичной аппаратуры ячейки при помощи штепсельных разъемов ВН. Ячейка состоит из отсека сборных шин, отсека выкатной тележки, отсека трансформатора тока и отходящей кабельной линии, отсека вторичных приборов.

Объем ячейки выкатного типа благодаря более компактному размещению аппаратов в 1,5—2 раза меньше, чем у аналогичной ячейки со стационарной аппаратурой. Выкатная тележка позволяет произвести удобный и безопасный осмотр и наладку выключателя, а также при необходимости легкую и быструю замену тележки с выключателем. Во избежание неправильных операций предусмотрена механическая блокировка, позволяющая передвигать тележку только при отключенном выключателе. Отверстия для штепсельных разъемов при выкатывании тележки механически закрываются металлическими шторами, чем закрывается доступ к находящимся под напряжением частям ячейки.

Наладка привода выключателя, а также релейной защиты и автоматики ячейки возможна при выдвижении тележки на расстояние, при котором надежно разъединяется первичная цепь (при выдвижении в наладочное положение). Тележка и приборный отсек ячейки соединены обычно гибким кабелем, длина которого допускает небольшое перемещение тележки; при полном выкатывании тележки кабель отсоединяется при помощи штепсельного разъема.

Выбор комплектных ячеек производится по тем же критериям, что и выбор выключателей и другой коммутационной аппаратуры, а также по требуемым схемам первичных и вторичных соединений. Применение ячеек стационарного или выкатного типа определяется в основном частотой включений выключателя и связанной с этим частотой осмотров и технического обслуживания.

В помещении РУ комплектные ячейки располагаются в один или" два ряда (рис.7). Размеры помещения определяются количеством и размерами ячеек, а также условиями их обслуживания и транспорта. В частности, кроме коридора управления с задней стороны ячеек выкатного типа могут предусматриваться дополнительные коридоры и проходы для монтажа и обслуживания. Число выходов из РУ зависит от длины коридора. Так, при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7—60 м — два выхода (в обоих концах РУ). При большей длине число выходов выбирают так, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до выхода не превышало 30 м. Выходные двери должны само запираться, но не должны препятствовать свободному выходу людей из РУ (должны открываться в сторону выхода без применения ключа).

Выход из РУ предусматривается наружу, на лестничную клетку или в производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащее огне- и взрывоопасных устройств.

Под ячейками РУ предусматривается кабельный канал (см. рис.5), размеры которого зависят от количества кабелей. При большом числе кабелей под помещением РУ может предусматриваться кабельный этаж.

Наименьшая допускаемая глубина кабельного канала определяется допускаемым радиусом изгиба кабеля наибольшего сечения, а также типом и расположением концевой разделки кабеля.

При дистанционном управлении выключателями между РУ и центом управления прокладываются контрольные кабели, канал для контрольных кабелей может предусматриваться в полу коридора управления (см. рис.5), однако возможны и другие варианты.

Для сооружения закрытых РУ и подстанций обычно применяются железобетонные панели и объемные блоки. Так как поверхности этих строительных деталей могут выделять цементную пыль, то полы, стены и потолки РУ покрываются непылящимися отделочными слоями.

В помещении КРУ кроме комплектных ячеек могут находиться и ячейки секционных реакторов. Для линейных реакторов при их достаточно большом числе может предусматриваться отдельный реакторный этаж.

В случае крупногабаритных выключателей (например, на напряжение 35 кВ и выше) применяются некомплектные типовые конструкции ячеек. Аппаратуру РУ в таком случае целесообразно располагать на двух этажах, причем на верхнем этаже предусматриваются сборные шины и шинные разъединители, на нижнем этаже — выключатели, трансформаторы тока и линейные разъединители.

При большом объеме масла в выключателях (более 60 .кг) они размещаются в отделенных от другой аппаратуры ячейки взрывных камерах. Двери этих камер открываются наружу или во взрывной коридор РУ.

При напряжениях 20 кВ и выше наряду с обычной аппаратурой и неизолированной ошиновкой в последнее время стала применяться полностью закрытая аппаратура, заполненная гексафтористой серой. Распределительные устройства на базе такой аппаратуры отличаются весьма малыми габаритами (объем такого РУ в 10—50 раз меньше, чем в случае применения обычной воздушно-фарфоровой изоляции) и отсутствием доступных к прикосновению токоведущих частей.

Помещения РУ, как правило, не имеют окон, что увеличивает их надежность к случайным внешним механическим воздействиям. В РУ предусматривается искусственное освещение, естественная вентиляция и при необходимости электрическое или воздушное отопление.

Достоинствами закрытых РУ перед открытыми являются защита аппаратуры от воздействия наружной среды, от пыли и копоти, от больших колебаний температуры, от солнечной радиации, а также большое удобство обслуживания, исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей, большая компактность.

Для установки в РУ-10 кВ рассчитываемого корпуса принимаем комплектно распределительное устройство типа КРУ со следующими паспортными данными.

Таблица 3.11. Паспортные данные КРУ.

3.6 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРСНАБЖЕНИЯ

3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)

Определим ориентировочное напряжение, по формуле:

Uном = 4,34×= 4,34×= 123,02 кВ.

где L = 20 км –длина линии;

Р = 48,96357 МВт –передаваемая по линии активная мощность.

Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.

Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат:

З = Иi + ЕНКi +У,

где: i = 1, 2 – сравниваемые варианты;

ЕН =0,12– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К – капиталовложения в электроустановку, т. руб;

У – ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб;

И – годовые эксплуатационные расходы, т. руб;

И = ИА + ИП,

где

a – норма амортизационных отчислений

ИПОТ = Сэ ∙ DWГОД, - издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год;

DWГОД – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч;

Сэ – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт∙час.

Сэ = руб/кВт∙час

где: α1 –основная ставка по тарифу;

β – дополнительная ставка по тарифу;

РЗАЯВ – заявленная активная нагрузка;

W ГОД – годовая потребляемая энергия, кВт∙ч;

Вариант 1: U=110 кВ

Расчетная нагрузка SР= 51616.79 кВ А

Выбираем ВЛ на U=110 кВ

Определяем расчетный ток:

Сечение ВЛ выбирается по экономической плотности тока jЭК.

ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]

Сечение линии

Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 , IДЛИТ= 690 А.

Рассчитываем годовые потери электроэнергии:

1) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t

где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;

DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,108 ∙ 20 ∙ 270,92 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 951,09 кВт

где RO =0,108 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];

L = 20 км –длина воздушной линии;

n – число линий;

IP = - максимальный расчетный ток.

t = 8000 ч –время максимальных потерь [11].

Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:

DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 951,09 ∙ 8000 = 7608720 кВт ∙ ч

2) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:

DWГОД ТР=

где n –количество трансформаторов;

SPAC – полная расчетная мощность, кВ А;

SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора, кВ А;

ΔРХХ и ΔРК –потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11].

DWГОД ТР= кВт∙ч

Издержки, вызванные потерями электроэнергии:

ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,24 ∙ 10 -3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год

Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА

где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.

КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .

КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб

КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:

Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;

Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ;

Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .

КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб

Капиталовложения составят:

К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб

Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.

Стоимость отчислений на воздушные линии:

САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84 т.руб

где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии

ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений [11]

Стоимость отчислений на оборудование:

САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49 т.руб

где КВА =312,4 т.руб – затраты на оборудование;

ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].

Определяем суммарные затраты на амортизацию:

ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб

Определяем суммарные приведенные затраты:

З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,92 т.руб

Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.

Вариант 2: U=220 кВ

Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А

Выбираем ВЛ на U=220 кВ

Определяем расчетный ток:

ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]

Сечение кабеля

Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.

Рассчитываем годовые потери электроэнергии:

3) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л ∙ t

где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;

DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,

где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];

L = 20км –длина воздушной линии;

n – число линий;

IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.

t = 8000 ч –в соответствии с [11].

Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:

DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч

4) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:

DWГОД ТР=

DWГОД ТР= кВт∙ч

Издержки, вызванные потерями электроэнергии:

ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙ (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год

Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА

КЛ=16,4 тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки ВЛ[11] .

Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656 т.руб

Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;

Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ;

Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .

КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб

Капиталовложения составят:

К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб

Определяем годовые амортизационные отчисления.

В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.

Стоимость отчислений на кабельные линии:

САЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4 т.руб

где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии

ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений [11]

Стоимость отчислений на оборудование:

САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 т.руб

где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование;

ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].

Определяем суммарные затраты на амортизацию:

ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб

Определяем суммарные приведенные затраты:

З = ИП + ИА +Ен ∙ К =1125,3 +74,54 + 0,12 ∙ 1294 =1355,12 т.руб

Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12.

Таблица 3.12. Технико-экономические показатели

При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ.

3.6.2 Выбор схемы электроснабжения

На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.

3.6.3 Выбор режима нейтрали

Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.

Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю, поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.

Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами:

- стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение;

- снижается стоимость изоляции;

- повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью, так как поврежденный участок немедленно отключается;

- уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении, так как большинство замыканий после отключения самоустраняются, поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ).

Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты, компенсирующие емкостной ток в сети, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.

Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами:

- в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению, а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол , а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в раза, вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени, достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;

- снижается стоимость заземляющих устройств;

- уменьшается на число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле, по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.

При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики, надежности и электробезопасности.

Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети.

Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том, что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом, системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны, по сравнению с системами с изолированной нейтралью.

К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения, по сравнению с системой с изолированной нейтралью, а так же установки с изолированной нейтралью более надежны, так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения.

3.7 РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В

Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют, согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы.

В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле:

где IР - расчетный ток, А;

jЭ - экономическая плотность тока, А/мм2 .

1. Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :

Номинальный ток двигателя: I НОМ = 962 А;

Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год

Экономическая плотность тока: jЭ =1,2 А/мм2 [1]

Экономически целесообразное сечение кабеля:

= 801,7 мм2

Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) – [1].

Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3∙330=990 А. [1].

Проверка по условию нагрева:

IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ

990А > 962 А

2.Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт:

Номинальный ток двигателя Iном = 38 А.

Число часов использования максимума нагрузки: ТMAC> 5000 час/год.

Экономическая плотность тока: j'= 1,2 А/мм2.

Экономически целесообразное сечение кабеля:

S'=мм2

Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (3´35). [1].

Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. [1] .

Проверка по условию нагрева:

Iдл. доп.³Iном.

115 А > 31,7А.

3. Выбор проводников до трансформаторов КТП:

где SРАС = 112 кВ А –расчетная нагрузка из таблицы 2.2.

Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год

Экономическая плотность тока: jЭ = 1,2 А/мм2 [1]

Экономически целесообразное сечение кабеля:

= 9,02мм2

Выбираем кабель ААГУ – 6 кВ (3х10) [1].

Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1].

Проверка по условию нагрева:

IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ

65 A > 9,02 A

4. Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:

Iрас=А,

где SРАС = 51616,79 кВА –расчетная нагрузка подстанции.

Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год

Экономическая плотность тока: jЭ = 1 А/мм2 [11].

Экономически целесообразное сечение кабеля:

= 135,4 мм2

Выбираем воздушную линию марки АС-150-линия из алюминиевого провода со стальным сердечником. [1].

Допустимый ток ВЛ: IДЛ. ДОП. = 450 А. [11].

Проверка по условию нагрева:

IДЛ. ДОП. ≥ I РАС

450 А > 135,4 А

3.7.2 ВЫБОР СХЕМЫ ПЕРВИЧНОЙ КОММУТАЦИИ НА НАПРЯЖЕНИИ 220 КВ

На рис.5 приведена схема РУ 6 кВ станции, с одной системой сборных шин. К сборным шинам присоединены два генератора, два двухобмоточных трансформатора и четыре линии распределительной сети. В каждом присоединении предусмотрели выключатели и разъединители, необходимые для изоляции выключателей на время их ремонта от соседних частей РУ, находящихся под напряжением. В присоединениях линий необходимы два разъединителя—шинный QS1 и линейный QS2. Последний необходим в замкнутых сетях, так как при отключенном выключателе линия может оставаться под напряжением сети. В присоединениях генераторов ограничиваются установкой шинного разъединителя, так как на время ремонта выключателя генератор должен быть развозбужден и остановлен. В присоединениях двухобмоточных повышающих и понижающих трансформаторов также ограничиваются шинными разъединителями, так как со стороны высшего или низшего напряжения имеются выключатели и соответствующие разъединители.

Достоинство РУ с одной системой сборных шин заключается в исключительной простоте и относительно низкой стоимости. Однако область его применения ограничена по следующим соображениям: профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего устройства; повреждений в зоне сборных шин приводит к отключению РУ; ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.

Чтобы избежать полного отключения РУ при замыкании в зоне сборных шин и обеспечить возможность их ремонта по частям, прибегают к секционированию сборных шин т.е. к разделению их на части-секции — с установкой в точках деления секционных выключателей QB нормально замкнутых или нормально разомкнутых (рйс.5-б). Секционирование должно быть выполнено так, чтобы каждая секция имела источники энергии (генераторы, трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения распределяют между секциями с таким расчетом, чтобы вынужденное отключение одной секции по возможности не нарушало работы системы и электроснабжения потребителей.

На станциях секционные выключатели при нормальной работе, как правило, замкнуты, поскольку генераторы должны работать параллельно. В случае КЗ в зоне сборных шин повреждённая секция отключается автоматически. 0стальные секции остаются в работе. Таким образом, секционирование через нормально замкнутые выключатели способствует повышению надёжности РУ и электроустановки в целом. Стоит заметить однако, что в случае замыкания в секционном выключателе отключению подлежат две смежные секции, следовательно, в устройствах с двумя секциями полное отключение не исключено хотя вероятность его относительно мала.

В РУ низшего напряжения 6-10 кВ подстанций секционные выключатели, как правило, разомкнуты в целях ограничения тока КЗ. Выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР), замыкающими выключатели в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушать электроснабжения потребителей.

Рис.5. Схема распределительного устройства с одной системой сборных шин:

а – шины не секционированы; б – секционированные шины; в – секционированные сборные шины и обходное устройство.

Чтобы обеспечить возможность поочередного ремонта выключателей, не нарушая работы соответствующих цепей, предусматривают (преимущественно в РУ 110-220 кВ) обходные выключатели Q1, Q2 и обходную систему шин ОСШ с соответствующими разъединителями QS3-QS8 в каждом присоединении рис.5, в. При нормальной работе установки обходные разъединители и обходные выключатели отключены.

Устройства с одной секционированной системой сборных шин, без обходной системы, применяют в качестве РУ 6-35 кВ подстанций, РУ 6-10 кВ станций типа ТЭЦ, РУ собственных нужд станций и других случаях. Аналогичные устройства, но с обходной системой шин, применяют при ограниченном числе присоединений в качестве устройств среднего напряжения 110-220 кВ станций и подстанций, что и было использовано в данном проекте. .

3.7.3 РАСЧЁТ И ВЫБОР ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 220 КВ

В разделе технико-экономического сравнения мы произвели выбор сечения проводов воздушной линии и приняли к использованию провод марки АС-150/19. IДОП=450 А

Произведём проверку данного провода по нагреву:

1) В рабочем режиме

A, тогда

67,8 А А т.о. условие выполняется

2) При отключении одной линии ток будет равен:

A,

тогда условие проверки 135,6 АА

Таким образом, в аварийном режиме, т.е. во время повреждения одной из линий или во время проведения ремонта, вторая будет перегружена сверх нормы. Следует однако, учитывать что вследствие изменения скорости ветра, гололёдно-изморозевых отложений и температуры воздуха изменяются и технические характеристики работающей линии.

Перегрузки кабельных линий регламентированы ПУЭ, что касается воздушных линий, то ПУЭ не регламентируют для них допустимых перегрузок. В [8] приведены расчеты и прочие сведения о возможных перегрузках.

В зависимости от скорости ветра, температуры окружающей среды и температуры провода, его охлаждение изменяется, а следовательно будет изменяться и допустимый ток, который в справочниках приведён для нормальных условий, т.е. температура воздуха 20˚С и нулевой скорости ветра. В реальности данные параметры постоянно меняются и в большинстве случаев можно допустить в той или иной мере перегрузку провода.

Определим допустимую перегрузку провода АС150/19 при следующих параметрах окружающей среды: TПР=50-70˚С TВ=0-40˚С VВ=1-5 м/c

По номограмме в [8] на рис 15-11 для определения допустимой перегрузки определим её в соответствии с приведёнными выше данными.КПЕР=1.15

Тогда ток в аварийном режиме, который сможет пропустить данный провод будет IДОП.АВ=1.15·IДОП=1.15·450=517,5 А

И условие проверки по тепловому действию тока 135,6 АА условие выполняется т.е., в аварийном режиме провод также сможет длительно пропускать всю необходимую мощность и перерыва в снабжении не будет.

Проверим правильность выбора проводов по условиям короны.

Коронный разряд происходит в резко неоднородном поле и начинается в месте с малым радиусом кривизны при напряжённости поля, равной критической. Увеличение радиуса кривизны приводит к снижению напряжённости поля и предотвращению коронирования. Существование коронного разряда около проводов воздушных линий изоляции её не нарушает, но ведёт к увеличению потерь электроэнергии. Исходя из этого положения, выбор сечения проводов воздушной линии производят по условию отсутствия коронирования при хорошей погоде. При плохой погоде ( дождь, туман ) коронирование происходит и приводит к повышению потерь.

Начальная критическая напряжённость:

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода ( для многопроволочных проводов m=0.82) ; r0=0.94 - радиус провода, см.

Реальная напряжённость вокруг провода

,

где U – максимальное линейное напряжение, кВ;

DCP - среднее геометрическое расстояние между проводами при расположении проводов в ряд оно определяется по формуле Для воздушной линии 110 кВ расстояние в свету между проводами берётся 100 мм. Тогда среднее геометрическое расстояние

мм

Условие проверки: 1.07·E1.07·21.40.9·32.5 22.929.3

Выбранные провода проверку на условие образования короны проходят.

Произведём проверку на падение напряжения в рабочем режиме

Падение напряжения в линии определим по выражению:

,

здесь P - расчетная активная мощность, потребляемая объектами.

Q - расчетная реактивная нагрузка

R0 - активное сопротивление 1 км линии при t = 20°С

X0 - реактивное сопротивление 1 км линии при t = 20°С l - длина линии (км)

n - количество параллельных линий

Значения удельных сопротивлений берём из [13] приложение П-1

R0=0.195 X0=0.35

Падение напряжения в нормальном режиме:

В

Переведём полученное падение напряжения в проценты:

В нормальном режиме по потерям напряжения линия удовлетворяет условию 0.025

Определим теперь потери напряжения в аварийном положении, при питании через одну линию всей нагрузки:

Расчёт проводим по той же формуле, только теперь число линий n=1

В

Делаем вывод о том, что по потерям напряжения выбранная воздушная линий проходит все пункты проверки.

Механический расчёт воздушной линии

Воздушным линиям, находящимся на открытом воздухе приходится, помимо основной нагрузки, т. е. веса провода, подвергаться еще воздействию дополнительных нагрузок: от давления ветра, образующегося на них льда, а иногда и одновременно льда и ветра. В некоторых случаях ледяная корка получается настолько значительной толщины и веса, что провода, на которых она образуется, не могут выдержать этой нагрузки и обрываются, а иногда под действием особо сильного льда выворачиваются столбы, и линии электропередач выходят из строя на продолжительный срок. Кроме того, существенное влияние на внутренние усилия в проводах оказывает также температура окружающего воздуха.

Для надёжной работы проводов, опор и других конструктивных элементов производят расчёт механической прочности линии, или механический расчёт. Целью механического расчёта проводов является определение напряжений в их материале при разнообразных климатических условиях. Механический расчёт позволяет определить стрелы провеса проводов, необходимые для подсчёта расстояний до поверхности земли и инженерных сооружений: определить механические нагрузки, действующие на опору, изоляторы, крюки. Результаты механического расчёта используются для составления монтажных таблиц или постороения соответствующих графиков, являющихся необходимым руководством при монтаже проводов воздушных линий.

Для того чтобы внести некоторые упрощения в практические расчёты, все нагрузки считают равномерно распределёнными вдоль всех проводов в данном пролёте. Следует также отметить, что при подобных расчётах в целях их упрощения все нагрузки принимаются как чисто статические. Механический расёт в основном относится к проводам. Это вызвано тем, что в настоящее время разработаны типовые конструкции опор для различных климатических районов России, и разработка конструкций опор целесообразна лишь в тех весьма редких случаях, когда имеющиеся типовые проекты не отвечают особым спецефическим условиям данной местности.

Приведём исходные данные для расчета ВЛ

Таблица 3.13. Данные для механического расчёта ВЛ.

При расчётах проводов на механическую прочность удобно пользоваться так называемыми удельными нагрузками, т.е. нагрузками, отнесёнными к единице длины провода и единице его поперечного сечения. Они представляют собой нагрузки на 1 м длины провода или отнесённые к 1 мм2 его поперечного сечения.

Определяем погонные и приведенные нагрузки на провод и трос:

кг/м

1.025 – коэффициент, учитывающий удлинение отдельных проводов при их скрутке в процессе изготовления провода.

кг/м

0.0009 кг/см3 – удельный вес льда.

Погонная нагрузка от массы провода с гололедом

P3=Р1+Р2=0.745+0.34=1.085 кг/м

Где P1 – погонная нагрузка собственного веса провода;

P2 – погонная нагрузка на провод при толщине стенки гололеда 5 мм.

Приведенная нагрузка

кг/м·мм²

S- общее сечение провода, мм²

кг/м

Где -коэффициент неравномерности воздушного напора=0,79 при воздушном напоре

50 кг/м2 [14]

СХ – коэффициент лобового сопротивления для всех проводов и тросов, покрытых льдом и гололёдом принимаем СХ = 1,2 [14]; g- скоростной напор (кг/м² );

кг/м

Результирующая удельная нагрузка на провод равна геометрической сумме вертикальных и горизонтальных нагрузок:

без гололёда кг/м

с гололёдом кг/м

кг/м·мм²

с гололёдом кг/м·мм²

Определение критических пролетов.

Критическим пролётом называется пролёт такой длины, при котором наибольшее напряжение наступает как при наибольшей добавочной нагрузке, так и при наименьшей температуре. Формула критического пролёта имеет вид:

Где lКР – критический пролёт, м; σМ – максимальное напряжение, кг/см2;

γМАКС – удельная максимальная нагрузка, кг/м·мм2;

γМИН – удельная нагрузка при минимальной температуре, кг/м·мм2;

ТМАКС – температура при максимальной нагрузке, ˚С; ТМИН – минимальная температура, ˚С; α – температурный коэффициент линейного расширения материала провода, град-1.

При 40 ˚С удельная нагрузка равна γ1, а при гололёде (-5 ˚С) удельная нагрузка равна γ7. Подставляя эти значения в предыдущее уравнение и производя преобразования, получим выражение для критического пролёта в следующем виде:

,

где σДОП – допускаемое напряжение, кг/см2, меняется для провода в зависимости от условий, в которых он находится. Подставляем в это выражение значения коэффициента и удельные нагрузки и получим выражение для определения критического пролёта в зависимости от допустимого напряжения:

Приведём данные для провода АС-150/19 из [14] и подставим значения напряжения в формулу, тем самым получим критические длины пролётов для различных режимов работы.

Таблица 3.14. Максимально допустимые напряжения в проводе.

Если действительный пролёт меньше критического, то наибольшее напряжение в проводе наступает при Т=-40 ˚С, а если больше критического, то при гололёде с ветром, величину этого наибольшего напряжения в проводе подставляем в формулу для определения напряжения для заданных условий, приведём её ниже. Расчёт согласно [14].

В нашем случае максимальное напряжение в проводе наступает при низкой температуре, так как действительный пролёт меньше критического. Значение напряжения для низкой температуры в [14] и составляет σМ=10.5 кг/мм2. Подставим величину известного напряжения для заданных условий в данное выражение и определим действительное напряжение в проводе при низкой температуре и ветре

Данные для определения напряжения:

Заданное механическое напряжение σM=10.5 при температуре ТМ=-40 ˚С и удельной нагрузке γ1=3.46·10-3 кг/м·мм2.

Модуль упругости Е=8.25·103 Па, тогда

-

коэффициент упругого удлинения материала, т.е. величина, показывающая изменение единицы длины провода при увеличении напряжения материала на 1 кг/мм2. α=23·10-6, град-1 – температурный коэффициент линейного расширения материала провода.

Подставим заданные и реальные значения для ветра и гололёда.

При данном сочетании параметров напряжение будет

Данное уравнение решаем в Mathcad-е и получаем два решения – комплексные числа и одно – действительное, оно и будет искомым напряжением в проводе при ветре и низкой температуре. σ=11.65 кг/мм2

Максимальным напряжением для данного провода является значение 13.2 кг/мм2, т.е. напряжение, возникающее в проводе при длине пролёта 170 м ветре и низкой температуре близко к максимальному, не превышает его, значит провод АС-150/19 пригоден к использованию.

Определим стрелу провеса провода

м

Длина провода в пролёте будет:

м

Нормативное расстояние от проводов ВЛ-220кВ до земли СН=7м.

Активная высота опоры Н-15м.

Максимальная высота провеса

SMAX = Н – (Сн + 0,4) = 15 - (7 + 0,4) =7,6 м (103)

Где 0,4 – запас в габарите на возможные неточности в монтаже.

В нашем случае максимальная высота провеса составляет 1.71 м, значит по этому пункту проверки провод тоже проходит.

Выбор типа и расчет изоляторов арматуры Для гирлянд 220 кв.

Для установки принимаем подвесные фарфоровые изоляторы, которые предназначены для крепления многопроволочных проводов к опорам воздушных линий и наружных РУ.

Различают подвесные изоляторы тарельчатые и стержневые. Для установки выбираем тарельчатые изоляторы, предназначенные для местностей, прилегающих к химическим, металлургическим заводам, где воздух содержит значительное количество пыли, серы и других веществ, которые образуют на поверхности изоляторов вредный осадок, снижающий их электрическую прочность.

Тарельчатые изоляторы способны выдерживать натяжение порядка 10 – 12 кН. Механическую прочность изоляторов характеризуют испытательной нагрузкой, которую изолятор должен выдерживать в течение 1 часа без повреждений.

Расчетную нагрузку на тарельчатые изоляторы принимают равной половине часовой испытательной.

Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающими (располагаются вертикально на промежуточных опорах) и натяжные (размещаются на анкерных опорах почти горизонтально).

Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напряжения и требуемого уровня изоляции. Количество изоляторов в поддерживающих гирляндах нормируется [15].

Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса.

Определяем коэффициент запаса прочности [15].

При работе ВЛ в нормальном режиме П ≥ 2.7, при среднегодовой температуре, при отсутствии гололеда и ветра – не менее 5.0.

2.7(P7 · lВЕС + σГ) ≤ P

2.7·(1.48·170.5 + 40) = 7893 Н

5 ·(0.599·170.5 + 40) =710,6 Н

где Р – электромеханическая нагрузка изолятора [15];

Р1,Р1 - единичная нагрузка соответствующей массы провода и от веса провода с гололедом (механический расчет ЛЭП);

lВЕС - весовой пролет (м); σГ - масса гирлянды для ВЛ-220 кВ (составляет 40 кГс/см).

Выбираем гирлянды типа ПФ-16Б. Гарантированная прочность 12000Н по 6 элементам в гирлянде.

Выбираем тип изоляторов натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжести провода и собственного веса.

Н,

где σГ – значение напряжения в проводе при гололёде.

Усилие, создаваемое весом провода при температуре воздуха –40 ˚С и ветре:

Н,

где σН – значение напряжения в проводе при низкой температуре и ветре.

P6, P1 - единичная нагрузка от собственной массы провода и от веса провода с гололедом (механический расчет ЛЭП);

l- весовой пролет (м);

БГ - масса гирлянды для ВЛ-220 кВ (40кгс/с)

Выбираем гирлянды изоляторов типа ПФ16-А с гарантированной прочностью 82000Н по 18 элементов в гирлянде.

3.8 РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Схема замещения для расчета токов короткого замыкания составляется по расчетной схеме сети.Расчет токов короткого замыкания производится в относительных единицах, для чего выбираются базовые величины или условия: мощность, напряжение,ток и сопротивление.

Принимаем базисную мощность : SБ=100 МВА

В качестве базисного напряжения принимаем напряжение ступени короткого замыкания, в зависимости от которого вычисляется базисный ток:

1.UБ1 = 230 кВ

2.

3.

Расчетные выражения приведенных значений сопротивлений:

1. Энергосистема:

где Iотк.ном = 20 кА – номинальный ток отключения выключателя.

2. Воздушная линия 220 кВ:

где х0 = 0,35 Ом/км – удельное индуктивное сопротивление жилы кабеля на километр длины [11];

L1 = 20 км – длина линии.

3. Трансформатор ТДТН - 40 МВА:

Где Uк = 22% - напряжение короткого замыкания;

4. Кабельная линия 6 кВ на ввод КТП:

rкл = r0 ×L2 ×0,118 × 0,02 ×= 0,37

где r0 =0,118 Ом/км – удельное активное сопротивление жилы кабеля на километр длины [11].

5. Трансформатор ТМ-100 кВА:

XT2==4,5

где Sн.тр =0,1 МВА – номинальная мощность трансформатора КТП.

1. Результирующее сопротивление:

Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл = 0,0125 + 0,013 = 0,0255

2.Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

3.

4.Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-1 = ∙ КУ ∙ I П.О.К-1= ∙ 1,8 ∙ 11,8 = 30 кА

где КУ =1,8 –ударный коэффициент для сетей выше 1000 В [8].

Короткое замыкание в точке К-2:

Результирующее сопротивление:

Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 = 0,0125 + 0,013 + 0,55 =0,68

При коротком замыкании в точке К-2 будет действовать суммарный ток – от энергосистемы и от электродвигателей. При близком коротком замыкании напряжение на выводах электродвигателя оказывается меньше их ЭДС, электродвигатели переходят в режим генератора, и подпитывают током место повреждения.

2.Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

От системы:

От асинхронного двигателя мощностью 315 кВт:

Кратность пускового тока: Кп = 5,5 [3]

Определяем сверхпереходное сопротивление:

Хd''=1 / КП = 1 / 5,5 = 0,18

Сверхпереходный ток, генерируемый асинхронным двигателем:

I"АД= кА

где Е" = 0,9 – сверхпереходная Э.Д.С., о.е. [8];

IАД = 38 А – номинальный ток двигателя;

Суммарный ток короткого замыкания:

I П.О.К-2 = I П.О.С.К-2 + I²АД = 13,53+0,19 = 13,85 кА

3.Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = ∞:

От системы:

4.Ударный ток короткого замыкания:

От системы:

iУ. К-2 = ∙ КУ ∙ I П.О.С.К-2 = ∙ 1,8 ∙ 13,53 = 34,44 кА

От асинхронного двигателя мощностью 315 кВт:

iУ.АД = ∙ КУ ∙ I "АД = ∙ 1 ∙ 0,19 = 0,27 кА

Суммарный ударный ток короткого замыкания:

iУ.К-2 = iУ.. К-2 + iУ АД =34,44+0,27 = 34,71 кА.

Короткое замыкание в точке К-3:

1. Результирующее сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл =

= 0,0125+0,013+0,55+0,36=0,94

Активное сопротивление: r* РЕЗ = r* кл = 0,37

Результирующее полное сопротивление:

Z* РЕЗ = = 1,01

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

4. Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени

t = ∞:

5.Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-3 = ∙ КУ ∙ I П.О.К-3= ∙ 1,8 ∙ 9,1 = 23,2 кА

Короткое замыкание в точке К-4:

1. Результирующее сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл + Х* т2 =

=0,0125+0,013+0,55+0,36+4,5=5,44

Активное сопротивление: r* РЕЗ = 0,8

Результирующее полное сопротивление:

Z* РЕЗ = = 5,5

2.Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

3.Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = ∞:

4.Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-4 = ∙ КУ ∙ I П.О.К-4 = ∙ 1,2 ∙26,2 = 66,7 кА

КУ=1,2 –ударный коэффициент при К.З. за трансформатором [8].

Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 3.15.

Таблица 3.15. Сводная таблица расчета токов короткого замыкания.

3.9 Выбор аппаратов на напряжение выше 1000 В

1. Выбор высоковольтных выключателей.

На вводе РУ–6 кВ и на каждой отходящей линии устанавливаем ячейку комплектного распределительного устройства (КРУ). Выбираем по [6] ячейку КМ–1.

Таблица 3.16. Технические данные ячейки КМ-1

Габариты шкафов ячейки: ширина–750 мм, глубина 2150 мм, высота 1200 мм.

В ячейку устанавливаем выключатель, трансформаторы тока.

1.На отходящих линиях к асинхронным двигателям РУ-6 кВ.

Выключатель ВМПЭ-10-20/630У3 – [6]

Таблица 3.17. Технические данные выключателя.

UР – рабочее напряжение, кВ;

IР – максимальный рабочий ток, А;

UНОМ – номинальное напряжение выключателя, кВ;

IНОМ – номинальный ток выключателя, А;

IОТК.НОМ – номинальный ток отключения выключателя, кА;

IДИН – максимальное действующие значение тока динамической стойкости, кА;

iДИН – максимальное ударное значение тока динамической стойкости, кА;

ITEP – допустимый ток термической стойкости, кА;

tTEP – время действия ток термической стойкости, с;

tЗ – время срабатывания защиты, с;

tОТК - полное время отключения выключателя, с.

2.На отходящих линиях РУ-6 кВ к трансформаторам ТМ-100/6.

Iр = 170,8 А

Выключатель ВМПЭ-10-20/630У3 [6].

Таблица 3.18. Технические данные выключателя.

3.Ячейка трансформатора РУ-220 кВ электрокотельной.

IР = 135,5 А

Выключатель ВМТ-220Б-220/1250 [6].

Таблица 3.19. Технические данные выключателя.

2. Выбор разъединителей.

РУ-220 кВ электрокотельной.

IР = 135,5 А

Разъединитель РДЗ-220/2000 [7].

Таблица 3.20. Технические данные разъединителей.

3. Выбор измерительных трансформаторов тока.

1.На отходящих линиях РУ-6кВ к асинхронным двигателям насосов.

IНОМ. = 38 А

По [6] выбираем ТЛК-10-У3-50/5-0,5/10Р – трансформатор тока, с литой изоляцией, для КРУ;

Таблица 3.21. Технические данные трансформаторов тока.

Вторичная нагрузка в классе точности 0,5 составляет ZНАГР.ДОП= 0,4 Ом

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке:

Таблица 3.22. Расчет нагрузки трансформаторов тока.

Определяем сопротивление приборов

rП = S / IНОМ22 = 4 / 52 = 0,16 Ом

S = 4 ВА –полная максимальная нагрузка, потребляемая приборами;

IНОМ2 = 5 А – номинальный вторичный ток трансформатора тока.

Принимаем сопротивление контактов rК= 0,1 Ом [7]

Рассчитываем требуемое сопротивление соединительных проводов (алюминий), соединяющих трансформаторы тока и приборы:

rПР = zДОП - rП - rК= 0,4 - 0,16 - 0,1 = 0,14 Ом

Принимаем длину алюминиевого провода L = 5 м [7];

Рассчитываем минимально допустимое сечение провода:

Принимаем контрольный кабель АКПВГ с жилами сечением 4 мм2 [13].

Расчетное сопротивление провода:

rпр= r0×l= 7,81×10-3×5=0,039 Ом

Полное сопротивление:

rР = rП + rПР + rК = 0,16 + 0,039 + 0,1 = 0,299 Ом

zДОП = 0,4 Ом > 0,299 Ом = rР

2. На вводах трансформаторов ТМ-100/6.

IР = 170,8 А

Трансформатор тока ТЛК-10-200/5-0,5/10Р [6].

Таблица 3.23. Технические данные трансформаторов тока.

Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП = 0,8 Ом

3. Ячейка трансформатора РУ-220 кВ электрокотельной.

IР = 135,5 А

ТФНД-220-3Т-300/5-0,5/Р [8]

Таблица 3.24. Технические данные трансформаторов тока.

Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП= 0,4 Ом

4. Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению UНОМ и по вторичной нагрузке SНОМ2.

1. РУ-6 кВ

На шины 6 кВ выбираем трансформатор напряжения НТМИ–6–66УЗ трансформатор трехфазный, с естественным масляным охлаждением, для измерительных цепей [13].

UНОМ1=6 кВ, UНОМ2=100 В, UНОМ2ДОП = 100 / В,SНОМ2 = 120 ВА

Таблица 3.25. Расчет нагрузки трансформаторов напряжения.

Полная вторичная нагрузка ТН:

Sр=

SНОМ2 > Sр 120 ВА > 14,98 ВА

Проверка других трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке аналогична.

На термическую и динамическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяются, так как защищены предохранителем.

2. РУ-220 кВ.

Трансформатор напряжения НКФ –220-58У1 [13].

UНОМ = 220 кВ;SНОМ2 = 400 ВА.

5. Выбор ограничителей перенапряжения.

Выбор ограничителей перенапряжения производится по номинальному напряжению установки.

1. ОРУ-220 кВ.

Выбираем ОПН –220.У1 [13]

2. РУ-6 кВ.

Выбираем ОПН –6.У1 [13]

3.10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкости

1. Произведем выбор шин РУ-6 кВ электрокотельной.

Исходные данные:

IРАС = = 4967,9 А.

IП.О. = 13,85 кА;

i У = 34,89 кА;

BK = IП.О.2 ∙ (tЗ + tОТК) = 13,85 2 ∙ (0,1 + 0,095) = 37,4 кА2 ∙ с.

Выбираем шины по условию нагрева. К величине рабочего тока близки алюминиевые четырёхполосные шины, сечением 4(120х10) мм2 с допустимым током IДОП = 5200 А [1].

Проверяем шины на термическую стойкость.

Определяем минимальное допустимое сечение шин:

где ВК –тепловой импульс от тока короткого замыкания, А2 ∙ с;

С = 91 – тепловой коэффициент для шин из алюминия [7].

Сечение шины S = 480 ∙ 10 = 4800 мм2

S ≥ SMIN

4800мм2 > 67,2 мм2

Шины термически устойчивы.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость.

Сечение шины: h x b = 480 х10 мм2;

h = 0,48 м; b = 0,04 м.

Шины расположены на ребро.

Проверка производится по условию:

dРАСЧ £dДОП

где dРАСЧ – максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента;

dДОП =82,3 Мпа –допустимое максимальное напряжение [7].

Наибольшее усилие, действующее на среднюю фазу:

F = 1,76×iУД2××10-7,

где l=750 мм- расстояние между изоляторами одной фазы.

а=250 мм- расстояние между соседними фазами.

iУД-ударный ток в точке К-2

F =1,76×348902××10-7=642,74 Н

Определяем момент сопротивления динамическому воздействию:

W =

Определяем максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента:

dМ = МПа

dДОП ≥ dМ

82,3 МПа > 28,8 МПа

Шины динамическое воздействие выдержат.

3.10.1 ПРОВЕРКА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ КАБЕЛЕЙ НА УСТОЙЧИВОСТЬ К ТОКАМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1. Кабель от РУ-6 кВ к асинхронным двигателям.

Кабель ААГУ-6 кВ (3х95)

Определяем минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:

S ≥ SMIN

95 мм2 > 71,1 мм2

Кабель термическое действие тока выдержит.

2. Кабель от РУ-6 кВ к КТП.

Кабель ААГУ -6 кВ (3х10)

Минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:

10 мм2 < 71,1 мм2

Кабель термическое действие тока не выдерживает, поэтому выбираем кабель большего сечения.

Кабель ААГУ-6 кВ (3 х 95). IДОП = 215 А.

95 мм2 > 71,1 мм2

Кабель термическое действие тока выдержит.

3. Кабель от РУ-6 кВ до электрокотельной.

Кабель ААГУ -6 кВ 3(3х150)

Минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:

3х150 мм2 < 71,1 мм2

Кабель термическое действие тока выдержит.

Рис. 2.3

Приводим сопротивления системы электроснабжения высшего напряжения к напряжению 0,4 кВ:

R6/0,4 = R6 ∙ ∙ КТ2 = = 0,0002 мОм

X6/0,4 = X6 ∙ ∙ КТ2 = = 0,003 мОм

Сопротивление цехового трансформатора:

RТ = ∙106 = 31,5 мОм

XТ = ∙106 = 20,8 мОм

Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х150 + 1х50):

R0Ф= 0,22 Ом/км;Х0Ф=0,06 Ом/км.[6]

Сопротивление жилы кабеля длиной L1 =0,058 км:

R1Ф = R0Ф ∙ L1=0,22 ∙ 0,058 = 0,012 Ом;

Х1Ф = Х0Ф ∙ L1=0,06 ∙ 0,058 = 0,0034 Ом.

Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х6 + 1х4):

R0Ф= 5,55 Ом/км;Х0Ф=0,09 Ом/км.[9]

Сопротивление жилы кабеля длиной L2 =0,0458 км:

R2Ф = R0Ф ∙ L2=5,55 ∙ 0,0458 = 0,254 Ом.

Х2Ф = Х0Ф ∙ L2=0,09 ∙ 0,0458 = 0,0041 Ом;

Короткое замыкание в точке К-1:

Результирующее сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т = 0,003 + 20,8 = 20,803 мОм

Активное сопротивление:

R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ +RДОБ = 0,0002 +31,5 +15 =46,5002 мОм

где RДОБ = 15 мОм –переходное сопротивление контактов [24]

Результирующее полное сопротивление:

Z РЕЗ = = 50,9 мОм

Значение тока короткого замыкания в точке К-1:

Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-1 = ∙ КУ ∙ I К-1 = ∙ 1,05 ∙ 4,5 = 6,68 кА

где КУ =1,05 –ударный коэффициент [24].

Короткое замыкание в точке К-2:

1. Результирующее сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т + X1Ф =0,003 + 20,8 + 3,4 =24,2 мОм

Активное сопротивление:

R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ + R1Ф + RДОБ = 0,0002 + 31,5 + 12 + 15 + 20 =

= 78,5 мОм

где RДОБ = 20 мОм –переходное сопротивление контактов [24]

Результирующее полное сопротивление:

Z РЕЗ = = 82,2 мОм

Значение тока короткого замыкания в точке К-2:

Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-2 = ∙ КУ ∙ I К-2 = ∙ 1,03 ∙ 2,8 = 4,1 кА

где КУ =1,03 –ударный коэффициент [24].

Короткое замыкание в точке К-3:

1. Результирующее сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т + X1Ф + X2Ф = 0,003 + 20,8 + 3,4 + 4,1 =28,3 мОм

Активное сопротивление:

R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ + R1Ф + R2Ф + RДОБ = 0,0002 + 31,5 +12 + 254 + 15 + 20 + 25 + 30 =387,5 мОм

где RДОБ = 25 мОм и 30 мОм –переходное сопротивление контактов [24]

Результирующее полное сопротивление:

Z РЕЗ = = 388,5 мОм

5.Значение тока короткого замыкания в точке К-3:

6.Ударный ток короткого замыкания:

iУ К-3 = ∙ КУ ∙ I К-3 = ∙ 1 ∙0,59 = 0,83 кА

где КУ =1 –ударный коэффициент [24].

Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 3.26. .

3.12 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В. ВЫБОР АВТОМАТИЧЕСКИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Автоматические выключатели предназначены для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах работы, для редких оперативных переключений при нормальных режимах, а также для защиты электрических цепей при недопустимых снижениях напряжения. Наименьший ток, вызывающий отключение автоматического выключателя, называют током срабатывания, а настройку расцепителя автоматического выключателя на заданный ток срабатывания – уставкой тока срабатывания.

1) Номинальный ток автоматического выключателя:

Выбирается по длительному расчетному току.

Iав ? Iн.дл

2) Номинальный ток теплового расцепителя:

Выбирается по длительному расчетному току линии:

Iн.тр ? Iн.дл

Для двигателя:

Iн.дл = Iном

Iном - номинальный ток двигателя

Для группы эл. приёмников:

Iн.дл = Iрасч

Iрасч –максимальный расчетный ток

3) Ток срабатывания электромагнитного расцепителя:

Должен быть не меньше 125% тока пускового или максимально кратковременного:

Iср.эмр ? 1,25 · Iкр

Для двигателя:

Iкр = Iпуск

Iпуск – номинальный пусковой ток двигателя

Для группы эл. приёмников:

Iкр = Iпуск.макс+( åIном.расч – Iном.макс)

Iпуск.макс - номинальный пусковой ток самого мощного двигателя в группе;

Iном.макс - номинальный ток самого мощного двигателя в группе;

åIном.расч – расчетный максимальный ток, взятый из таблицы нагрузок.

Паспортные данные потребителей РН, IH, IПУСК взяты из [3] и из таблицы 2.1.

1. Насос аккумуляторных баков:

РН = 11 кВт;IHОМ = 22 А;IПУСК = 132 А.

Следуя выше указанным условиям выбираем ток автомата Iав=25 А.

Тип автоматического выключателя:

где Iн.тр=25 А – номинальный ток теплового расцепителя;

Iср.эмр = 10 ∙ Iн = 10 ∙ 25 =250 А –

уставка срабатывания электромагнитного расцепителя.

Iкр = Iпуск =132 А.

Проверка:

1) Iав ≥ Iн.дл.

25 А ≥ 22 А

2) Iн.тр. ≥ Iн.дл.

25 А ≥ 22 А

3) Iср.эмр ≥ 1,25 ∙ Iкр

10 ∙ 25 ≥ 1,25 ∙ 132

250 А ≥ 165 А

2. Дренажный насос:

РН = 7,45 кВт;IHОМ = 14,8 А;IПУСК = 103,6 А.

Выбираем ток автомата Iав=16 А.

Тип автоматического выключателя:

Iкр = Iпуск = 103,6 А.

Проверка:

1) Iав ≥ Iн.дл.

16 А ≥ 14,8 А

2) Iн.тр. ≥ Iн.дл.

16 А ≥ 14,8 А

3) Iср.эмр ≥ 1,25 ∙ Iкр

10×16 ³ 1,25 ∙ 103,6

160 А ≥ 129,5 А

Выбор магнитных пускателей и тепловых реле.

Магнитный пускатель предназначен для пуска и останова асинхронных электродвигателей, выполняет функции защиты минимального напряжения. Тепловое реле служит для защиты электродвигателя от тока перегрузки превышающей 15…20 минут, в пределах 10…20% от номинального тока электродвигателя.

Магнитный пускатель выбирается по условию:

I Н.П ?I Н.ДВ

где: I Н.П –номинальный ток магнитного пускателя, А;

I Н.ДВ – номинальный ток электродвигателя, А.

Тепловое реле выбирается по условию:

1. По номинальному току двигателя рассчитывается ток срабатывания реле:

I СР.Т ≈ 1,1…1,2 ∙ I Н.ДВ

2. По I СР.Т выбирается тепловое реле и указываются токи несрабатывания IНЕСР.

1. Насос аккумуляторных баков:

РН = 11 кВт;IH.ДВ = 22 А.

По условиям приведенных выше условий выбираем пускатель ПМЛ-2200 [12].

I Н.П = 25 А.

Проверка: I Н.П ? I Н.ДВ

25А > 22 А

I СР.Т = 1,1 ∙ 22 = 24,2 А

Выбираем тепловое реле РТЛ-102104IНЕСР = 13…25 А [12] .

2. Дренажный насос:

РН = 7,45 кВт;IH.ДВ =14,8 А.

Выбираем пускатель ПМЛ-2200 [12].

I Н.П = 25 А.

Проверка: I Н.П ? I Н.ДВ

25 А >14,8 А

I СР.Т = 1,1 ∙ 14,8 = 16,3 А

Выбираем тепловое реле РТЛ-102104IНЕСР = 13…25 А [12] .

3.13 ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В

При выборе сечения проводников в электрических сетях учитываются как рабочие, так и возможные аварийные режимы сетей.

Сечение проводов и кабелей напряжением до 1000В определяется по условию нагрева в зависимости от расчетного значения длительно допустимой токовой нагрузке при 25 0С. Основным показателем рабочего режима линий и других элементов сети является длительная или расчетная токовая нагрузка.

1) Выбор сечения проводников по расчетной токовой нагрузке заключается в соблюдении условия:

Iдл.доп ≥ К ∙ Iрасч

где Iдл.доп - длительно допускаемый ток проводника, А;

Iрасч - расчетная или длительная токовая нагрузка проводника, А;

К –коэффициент (для взрывоопасной среды принимается равным 1,25; для нормальной среды равным 1).

2) После выбора сечения проводится его проверка на согласование с защищающим аппаратом:

Iдл.доп ≥ КЗ ∙ Iзащ

где Iзащ –ток защиты автоматического выключателя, А;

КЗ –коэффициент защиты (для взрывоопасной среды принимается равным 1,25; для нормальной среды равным.

Насос аккумуляторных баков:

РН = 11 кВт;IH.ДВ = 22 А.

Так как среда в помещениях электрокотельной нормальная, то К=1; КЗ=1.

Выбираем кабель: АВВГ-1 кВ (4х10) – кабель с алюминиевыми жилами, с поливинилхлоридной изоляцией, с поливинилхлоридной оболочкой, без защитного покрова.

I дл.доп= 45 А [1].

Проверка:

1) Iдл.доп ≥ К ∙ Iрасч

45A >1 ∙ 22 A

2) Iдл.доп ≥ КЗ ∙ Iзащ

45 A >1 ∙ 10 A

Шины 0,4 кВ:

Шины выбираются по расчетному току и проверяются по условию нагрева.

Из таблицы нагрузок Iрасч = 170,8 А

Выбираем алюминиевые шины А (20х3) одна полоса на фазу [1] .

Iдоп = 215 А [1]

Проверка:

215 А > 1 ∙ 170,8 А

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

4.1 РАСЧЁТ ЗАЩИТЫ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ

Двигатели напряжением выше 1000 В, обслуживающие неответственные механизмы, при незначительной их мощности (до 200—300 кВт) могут защищаться плавкими предохранителями. Выбор предохранителей в этих случаях производится по кривым рис. 20-13 [8]. Из кривых следует, что при IП.В.НОМ>IДВ.НОМ и при крайности пускового тока 6—7 предохранители обеспечивают время пуска двигателя 4—60 с в соответствии с условиями пуска; здесь IП.В.НОМ— номинальный ток плавкой вставки; IДВ.НОМ — номинальный ток двигателя при полной загрузке. Если плавкие предохранители не обеспечивают требований, предъявляемых к защите двигателей, применяют релейную защиту.

На синхронных и асинхронных двигателях напряжением выше 1000 В. устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотке статора и на её выводах;

2) замыканий на землю в обмотке статора;

3) токов перегрузки;

4) снижения напряжения;

Для синхронных двигателей предусматривается, кроме того, защита от асинхронного режима и замыкания в цепи возбуждения.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотках статора двигателей мощностью до 5000 кВт используется токовая отсечка без выдержки времени мощностью 5000 кВт и выше - продольная дифференциальная защита. Обе защиты действуют на отключение выключателей или другого отключающего аппарата, а для синхронных двигателей и на автомат гашения поля (АГП). Токовая отсечка выполняется одним реле, включенным на разность фазных токов (для электродвигателей мощностью до 2000 кВт), или двумя реле, включенными на фазные токи (для двигателей мощностью 2000-5000 кВт). Продольная дифференциальная защита в двухфазном исполнении применяется для двигателей мощностью 5000 кВт и более, а также для двигателей мощностью менее 5000 кВт, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности.

Исходные данные:

Тип двигателя

ДАЗО 4 – 400ХК – 4У3. РН=315 кВт;UН=6 кВ;сosφ=0.86;η=0.937;КП=5.1

Номинальный ток:

А

Определим пусковой ток электродвигателя:

А

Определим полную мощность электродвигателя:

кВ·А

Для определения тока двигателя в нормальном и аварийном режимах используем трансформатор тока типа ТКЛ-10-У3 0.5/10Р с коэффициентом трансформации . Для питания выбрали кабель ААГУ 6 кВ (3*35)

Ток трёхфазного замыкания на выводах статора кА. Время пуска 8 секунд.

Токовая отсечка.

Определим ток срабатывания защиты (защита отстраивается от многофазных КЗ): , где КОТС=1.5 коэффициент отстройки, для реле РТ-40 и при защите асинхронного двигателя.

Тогда ток срабатывания защиты: A

Определим теперь по току срабатывания защиты ток срабатывания реле:

,

где КСХ - коэффициент схемы равен при соединении реле на разность токов двух фаз.

А

Выбираем реле РТ 40/50 с диапазоном уставок 12.5-50 А. Секции обмоток соединены параллельно. Определим коэффициент чувствительности защиты:

Как видно коэффициент чувствительности больше двух, а значит, согласно требованиям ПУЭ, данный вид защиты можно считать основным и надёжным.

Расчёт защиты от токов перегрузки. МТЗ.

Перегрузка двигателя возникает:

1) в следствии нарушения технологического режима;

2) из-за неисправности исполнительного механизма или электродвигателя (выход из строя подшипников, увеличение трения при отсутствии или застывшей смазки, поломки отдельных узлов, низкое качество напряжения питающей сети, обрыв одной из фаз питающего кабеля или обмотки статора, опасной перегрузке при пуске).

Защита от токов перегрузки выполняется как однофазная или двухфазная максимальная токовая защита и устанавливается только на двигателях, подверженным технологическим перегрузкам, как правило, с действием на сигнал или разгрузку механизма. В установках без обслуживающего персонала она действует на отключение двигателя механизма.

Определим ток срабатывания защиты:

,

где КН=1.2 - коэффициент надёжности при действии защиты на сигнал,

КВ=0.85- коэффициент возврата, для реле РТ-40.

тогда:

А

Определим ток срабатывания реле:

A

Выбираем реле типа РТ - 40/10 и установим на реле ток срабатывания 9,2 А.

На реле времени установим выдержку 10 с, чтобы надёжно исключить ложное срабатывание реле при пуске, но вместе с тем не дать возникнуть длительной перегрузке. Выбираем электромагнитное реле времени типа ЭВ-143 с возможной уставкой выдержки времени от 1 до 20 секунд, с максимальным разбросом 0.8 сек. Отличительной особенностью реле ЭВ-143 является то, что реле может длительно работать в режиме перенапряжения, когда U=1.1·UНОМ

Защита от замыканий на землю.

Для защиты от однофазных замыканий на землю обмотки статора двигателя применяется максимальная токовая защита нулевой последовательности, выполняемая с помощью одного токового реле, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности. Эта защита предусматривается при токах замыкания на землю 10 А и более для двигателей мощностью до 2000 кВт или 5 А и более для двигателей мощностью выше 2000 кВт.

Схема защиты состоит из полупроводникового реле типа РТЗ-50 подключенного к вторичной обмотке кабельного трансформатора тока, сердечник которого охватывает трёхфазный кабель, питающий двигатель.

Для определения тока срабатывания защиты используют условие отстройки от емкостного тока электродвигателя: , где КН=1.2 - коэффициент надёжности КБР=3 - коэффициент отстройки от бросков емкостного тока двигателя при переходных процессах. Принимается для реле РТЗ-50.

Определяем емкостной ток электродвигателя:

, где

1) Емкостной ток самого двигателя:

определим неизвестные множители в этой формуле:

Емкость фазы электродвигателя:

Ф.

Тогда А

2) Емкостной ток питающей кабельной линии:

У нас один питающий кабель длиной l=0.045 км, сечение S=35 мм2 его удельный емкостной ток:IC.УД=0.65 А/км, количество кабелей, проложенных параллельно m=1

А

Общий емкостной ток электродвигателя:

А

Определим ток срабатывания защиты:

А

Рассчитанный ток срабатывания защиты сравниваем с минимальным током срабатывания, который, для реле РТЗ-50 с одним трансформатором тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, равен 3 А. Принимаем IСЗ=3 А.

Принятое значение тока срабатывания проверяем на условие чувствительности:

,

где ICΣ=6 А - сумма собственных емкостных токов всего оборудования 10 кВ.

где - суммарный емкостной ток всей сети;

Тогда

39,7 > 1.25 - требование ПУЭ к чувствительности защиты выполняются.

защита минимального напряжения

Защита от снижения напряжения выполняется для надёжности действия с помощью трёх реле минимального напряжения и устанавливается для отключения неответственных двигателей, обеспечивая тем самым самозапуск ответственных. При длительном отсутствии напряжения релейная защита отключает и ответственные двигатели, что необходимо, например, для пуска схемы АВР двигателей или по технологии производства. Выдержка времени релейной защиты отстраивается от отсечек двигателей и устанавливается равной 0.5-1.5 с. Выдержка времени на отключение ответственных двигателей принимается равной 10-15 с., для того чтобы релейная защита не действовала на их отключение при снижении напряжения, вызванного КЗ или самозапуском двигателей.

Целесообразно для всех двигателей, питающихся от одной секции шин выполнить общую защиту минимального напряжения. Эта защита необходима в дополнение к защите минимальной частоты с блокировкой по частоте сети.

Защиту выполняют на реле минимального напряжения РН 54/160 питающегося от трансформаторов напряжения. Напряжение срабатывания определяется:

,

где Umin.раб=0.7·UНОМ10 =0.7·6000=4200 В - минимально возможное напряжение на данном уровне, КН=1.1 - коэффициент надёжности, КВ=1.25 - коэффициент возврата для реле минимального напряжения.

Для использования в релейной защите выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6 с коэффициентом трансформации

В Для защиты выбираем реле минимального напряжения мгновенного действия типа РН-54/160.

4.2 УЧЁТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Вопросы рационального, экономичного расходования электроэнергии становятся всё более важными для многих предприятий и организаций, в связи с высокими расценками на энергоресурсы и электроэнергию. Важнейшим условием решения этих вопросов является организация доступной и качественной системы учёта электроэнергии, потребляемой промышленными предприятиями и другими потребителями.

Учёт расхода электроэнергии в промышленных предприятиях проводят в следующих целях:

1) расчёт за электроэнергию с энергоснабжающей организацией;

2) контроль расхода активной электроэнергии в отдельных цехах, на энергоёмких агрегатах, технологических линиях и других объектах;

3) определение количества реактивной мощности, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, в случаях, когда по этим данным производят расчёты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств;

4) составление электробалансов по предприятию в целом, а также по наиболее энергоёмким агрегатам, цехам и группам потребителей, что даёт возможность на их основе проводить анализ эффективности использования электроэнергии в производственных процессах, выявлять непроизводственные расходы и потери электроэнергии, разрабатывать и осуществлять мероприятия по их снижению и устранению;

5) расчёт с потребителями, получающими электроэнергию через подстанции предприятия, такими, как, например, строительные и монтажные организации, жилые посёлки и т.д.

Расчетным (коммерческим) учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками и должны быть класса точности не ниже двух, если счетчики подключаются через измерительные трансформаторы, то последние должны иметь класс точности 0,5. Расчётные счётчики находятся на балансе и в эксплуатации энергоснабжающей организации.

Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, зданий, квартир и т.п. Приборы технического учёта на промышленных предприятиях (счётчики и измерительные преобразователи) должны находиться в ведении самих потребителей и удовлетворять следующим требованиям:

1) каждый установленный счётчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счётчика, пломбы с клеймом госпроверятеля;

2) на вновь устанавливаемых трёхфазных счётчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес, а на однофазных счётчиках – с давностью не более 2 лет;

3) учёт активной электроэнергии и реактивной мощности трёхфазного тока должен проводиться с помощью трёхфазных счётчиков;

4) допустимые классы точности счётчиков технического учёта активной энергии должны соответствовать значениям, приведённым ниже; 1.0 – для генераторов мощностью 12-50 МВт и трансформаторов мощностью 10-40 МВт, для линий электропередачи с двухсторонним питанием напряжением 220 кВ и выше и трансформаторов 63 МВ·А и более; 2.0 – для прочих объектов учёта.

Классы точности счётчиков технического учёта реактивной мощности допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счётчиков технического учёта активной энергии.

Плату за электроэнергию, отпускаемую промышленным и приравненным к ним потребителям как непосредственно от сетей энергоснабжающих организаций, так и через сети главных абонентов, производят по одноставочным и двухставочным тарифам в соответствии с прейскурантом тарифов на электроэнергию.

По одноставочному тарифу оплачивают электроэнергию, расходуемую промышленными и приравненными к ним потребителями с присоединённой мощностью до 750 кВ·А

По двухставочному тарифу оплачивают электроэнергию, потребляемую промышленными и приравненными к ним потребителями с присоединённой мощностью 750 кВ·А и выше. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (основная ставка), и платы за 1 кВт·ч отпущенной потребителю активной электроэнергии, учтённой счётчиком (дополнительная ставка).

Под заявленной мощностью подразумевают абонированную потребителем наибольшую получасовую электрическую мощность, совпадающую с периодом максимальной нагрузки энергосистемы и используемую на производственные нужды, включая мощность субабонентов двухставочного тарифа.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

5.1 СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВОМ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

Во главе электрохозяйства электрокотельной является главный инженер ТЭЦ 11, в подчинении которого находится как оперативный, так и ремонтный персонал. В состав работников электрокотельной входит эксплуатационный персонал, задачи которого состоят в выполнении оперативного контроля над параметрами системы электроснабжения, выполнение осмотров и технического обслуживания оборудования. Эксплуатационный персонал работает непрерывно согласно графику выходов.

Под ремонтом электрооборудования понимается совокупность работ по поддержанию оборудования в состоянии эксплуатационной готовности и сохранению им нормального уровня производственной мощности, и необходимых эксплуатационных качеств. Таким образом, ремонт оборудования и других элементов основных фондов является необходимым производственным процессом, обусловленным современным уровнем развития техники.

Капитальный и текущий ремонты оборудования выполняются централизовано ремонтными бригадами ТЭЦ 11, согласно графику ППР.

Структурная схема.

5.2 ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Под эксплуатацией электрооборудования понимается совокупность подготовки оборудования, использование его по назначению, техническому обслуживанию, хранению и транспортировки. Основные задачи эксплуатации – добиться бесперебойной, надёжной и качественной работы электрооборудования, что обеспечивает его наилучшие технико-экономические показатели, повышает надёжность его работы. Главная задача эксплуатации – поддерживать электрооборудования в исправном состоянии в течении всего времени эксплуатации, обеспечивая его бесперебойную и экономичную работу. Для осуществления этой задачи необходимо проводить плановое техническое обслуживание, включающее проведение планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний (осмотров).

При эксплуатации техническое состояние электрооборудования ухудшается из-за износов, поломок, ослабления креплений и т.д. Даже ненадёжный контакт в электрических соединениях или схеме управления может привести к ложному срабатыванию защиты, выходу оборудования из строя или аварии. Правильное техническое обслуживание позволяет своевременно выявлять и устранять как причины, которые могут повлечь неисправность, так и саму неисправность. Важным эксплуатационным показателем является надёжность электрооборудования. Остановимся более конкретно на эксплуатации некоторых видов электрооборудования.

5.3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

При эксплуатации выключатели подвергают осмотрам. Осмотр без отключения выключателя производят 1 раз в сутки на подстанциях при наличии дежурного персонала, а также в темное время для выявления разрядов, искрения и т.п. в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в месяц, а на подстанциях без дежурного персонала – не реже

1 раза в 6 месяцев.

В процессе эксплуатации выключатели подвергают периодическим плановым осмотрам. После отключения выключателем тока КЗ проводят внеплановые осмотры.

Обращают внимание на нагрев и состояние наружных контактных соединений, крепление выключателя и провода, состояние изоляции и заземления, загрязненность и повреждения изоляторов и отдельных узлов выключателя, сцепление тяг приводного механизма и привода, соответствие указателей положения выключателя его действительному положению, состояние вторичных цепей.

Ремонт выключателей:

Текущий ремонт. При текущем ремо6нте, периодичность которого определяется местными условиями, проводят следующие работы:

1 осмотр выключателя;

2 очистку от грязи и пыли, осмотр, очистку и проверку привода выключателя, герметизацию и уплотнение пробок, кранов для исключения течи масла;

3 смазку трущихся частей выключателя и привода;

4 окраску при необходимости металлоконструкций и частей выключателя;

5 подтяжку контактных соединений выключателя и ошинковки;

6 проверку заземления и состояния цепей вторичной коммутации;

7 проверку термосигнализации.

Капитальный ремонт включает следующие основные работы:

8 отключение выключателя и, если необходимо, отсоединение от шин и привода;

9 слив масла и разборку выключателя;

10 осмотр и ремонт приводного механизма;

11 ремонт изоляторов, вводов и внутрибаковой изоляции;

12 ремонт и регулировку контактного узла;

13 сборку выключателя и заливку маслом;

14 регулировку, профилактические испытания и приемку выключателя;

15 присоединение шин.

Проведение капитального ремонта масляных выключателей и их приводов

производят не реже 1 раза в 3 года. Сроки внеочередного капитального ремонта (загрязненность масла, число аварийных отключений или отключение КЗ с выбросом масла, сопротивление контактов, тип выключателя и т.д.).

Капитальный ремонт выключателей производят согласно имеющимся технологическим картам, где указан порядок его проведения и объем работ.

Эксплуатация приводов выключателей:

Приводы выключателей предназначены для включения, удержания во включенном положении и отключении выключателей. От состояния приводов зависит надежность работы выключателей. Анализ отказов выключателей показал, что 30-40% из них связаны с неисправностью приводов. Поэтому при проведении осмотров, текущих и капитальных ремонтах выключателей одновременно проводят осмотр и ремонт приводов.

При осмотрах приводов и их обслуживании производят очистку их от пыли и грязи, проверяют надежность креплений, шарнирных соединений, наличие шайб, шплинтов, состояние контактов и пружин.

Особое внимание уделяют состоянию поверхностей защелок, кулачков, зацепления собачек, где не должно быть заусенцев, трещин и скосов. Проверяют сигнализацию положения выключателя, исправность цепей включения и отключения.

Замеченные неисправности устраняют, после чего путем неоднократного включения и отключения вручную проверяют работу привода. При этом привод должен работать четко, плавно, без заеданий как без выключателя, так и при присоединении к нему.

Важное значение в работе привода имеет смазка трущихся частей и элементов. Необходимы тщательное наблюдение за смазкой привода и своевременная замена с зимней на летнюю и наоборот. При загустевшей и тем более замерзшей смазке может произойти отказ привода, что приведет к тяжелым последствиям. Поэтому в зимнее время рекомендуются смазки ЦИАТИМ-203 с добавлением в нее 10-20% графита по массе, НК-30, ГОИ-54. При отсутствии указанных смазок допускается использовать трансформаторное масло при условии более частой смазки трущихся частей и узлов.

При необходимости ремонта привода и его регулирования следует руководствоваться инструкцией по эксплуатации приводов и разработанными технологическими картами ремонта приводов.

5.4 НАДЗОР И УХОД ЗА ТРАНСФОРМАТОРАМИ

По характеру обслуживания трансформаторов различают два основных вида подстанций: с постоянным дежурным персоналом (большинство главных понизительных подстанций) и без постоянного дежурного персонала (цеховые трансформаторные подстанции).

На каждый трансформатор подстанции должна быть заведена документация, содержащая:

1) паспорт трансформатора, составленный по установленной форме, или формуляр, высылаемый заводом-изготовителем в составе эксплуатационной документации;

2) копии протоколов заводских испытании или технической характеристики, заводские инструкции;

3) протоколы испытаний (приемосдаточные, после капитальных и текущих ремонтов), в том числе протоколы испытаний комплектующих частей, вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и др.;

4) протоколы сушки трансформатора;

5) акты приемки после монтажа и ремонта;

6) протоколы испытаний масла;

7) акты о повреждениях трансформатора. В формуляр документации заносят данные, характеризующие условия эксплуатации трансформатора.

Наблюдения за нагрузкой трансформатора и температурой обмоток

Контроль за нагрузкой трансформатора осуществляют по показаниям амперметров и иногда ваттметров.

На подстанциях с дежурным персоналом запись показаний приборов производят каждый час и фиксируют в эксплуатационной документации (при работе с перегрузкой каждые 30 минут фиксируют значение и длительность перегрузки). На подстанциях без постоянного дежурного персонала периодичность наблюдений определяется исходя из местных условий; о загрузке трансформатора судят по показаниям счетчиков и путем специальных замеров в часы максимума нагрузки.

Важным элементом контроля является измерение температуры в трансформаторе. Показания термометров дают возможность вовремя обнаружить нарушения в системе охлаждения, а также внутренние повреждения трансформаторов. Контроль за температурой обмоток осуществляют косвенными методами, т. е. о температуре обмоток судят по температуре масла. Предельная допустимая температура верхних слоев масла трансформатора равна 950С (при температуре охлаждающего воздуха 35 °С).

Внешние осмотры трансформатора. Для своевременного обнаружения неисправностей и для предупреждения аварий все трансформаторы подвергают периодическим внешним осмотрам.

При периодических осмотрах трансформаторов следует проверять:

1. состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (определяя наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнений, течи масла через уплотнения);

2. отсутствие протекания масла и механических повреждений на трансформаторе и его узлах;

3. целость и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров) маслоуказателей газовых реле, положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

4. состояние фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, термосифонных фильтров, устройств РПН);

5. исправность действия системы охлаждения и нагрев трансформатора по показаниям приборов;

6. уровень масла в расширителе бака и расширителях вводов;

7. давление масла в герметичных вводах;

8. отсутствие постороннего шума в трансформаторе.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре воздуха в данный момент. В работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла.

Степень охлаждения масла у трансформатора с масляно-водяным охлаждением контролируют по разности температур масла на входе и выходе из охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора разность температур должна быть не менее 10°С. В противном случае необходимо принять меры для форсировки охлаждения.

В помещениях, где находятся трансформаторы, проверяют состояние: дверей, запоров, оградительных сеток, окон, вентиляции, освещения и противопожарных средств.

5.5 ИЗОЛЯЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ЕЁ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции. Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. На износизоляции и срок службы трансформатора оказывает большое влияние нагрузка трансформатора.

Контроль состояния изоляции. При текущих ремонтах необходимо контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых проводили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, tgd - тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению, друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатации, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформатора. В качестве исходных данных для определения температуры обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или при монтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтрах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием допустимого состояния изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренных при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора.

При оценке состояния трансформатора следует также учитывать возможное влияние изменения tgd масла на сопротивление изоляции обмоток, а при замене масла в трансформаторе (в случае большого значения tgd масла) влияние пропитки изоляции маслом с более высоким значением tgd масла.

5.6 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160 кВ·А и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, который заполняет каналы между витками слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1. плотность масла должна быть 0,896;

2. вязкость масла при температуре 50 °С должна быть равна 1,9 по Энглеру;

3. температура вспышки масла должна быть 140 °С;

4. температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор;

5. механические примеси в масле должны отсутствовать;

6. появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла;

7. органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%;

8. электрическая прочность масла должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средой, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшается.

В трансформаторах под влияниемкислорода воздуха образуются, продуты окисления масла, нужно непрерывно удалять из масла продукты его старения. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через термосифонные фильтры, заполненные адсорбентом (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты его старения и воду. При старении адсорбента производят замену силикагеля.

При понижении в эксплуатации электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышении tgd (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформаторов, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение tgd, то необходимо принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла:

1) заменой силикагеля в адсорбных фильтрах;

2) обработкой масла вакуумным сепаратором (если причиной повышенного значения tgd являются растворенные в масле лаки);

3) обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

5.7 ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Сопротивлением заземляющего устройства называется сумма сопротивления заземлителя относительно земли и сопротивления заземляющих проводников.

Сопротивление заземлителя определяется как отношение напряжения заземлителя – земля к току, проходящему через заземлитель в землю. Сопротивление заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта, в котором заземлитель находится, типа, размеров и расположения элементов, из которых заземлитель выполнен, количества и взаимного расположения заземлителей.

В различные периоды года, вследствие изменения влажности температуры грунта, сопротивление заземлителей может изменяться в несколько раз. Наибольшее сопротивление имеют заземлители зимой при промерзании грунта и в засушлевое время при его высыхании.

Измерение сопротивления заземлителей должно производиться в периоды наименьшей проводимости грунта. Если измерения производились при другом состоянии грунта, например на вновь вводимых в эксплуатацию объектах, следует вводить рекомендованные ВЭИ поправочные коэффициенты учитывают состояние грунта в момент производства измерения, а также количество осадков, выпавшее в предшествующее измерению временя. (см. табл.) Повышающие коэффициенты даны для применения в средней полосе России.

Таблица5.1. Повышающий коэффициент к величине измеренного сопротивления заземлителя.

К1-применяется при влажном грунте, когда измерения предшествовало большое количество осадков.

К2 -применяется при грунте средней влажности, когда времени измерения предшествовало небольшое количество осадков.

К3-применяется при сухом грунте, когда времени измерения предшествовало выпадение незначительного количества осадков.

Для заземлителей, находящихся во время измерения в промёрзшем грунте или ниже глубины промерзания введение повышающего коэффициента не требуется. При измерении сопротивления заземляющего устройства, связанного с естественными заземлителями, введение повышающего коэффициента на требуется.

Существует несколько способов измерения сопротивления заземлителей, при каждом способе создаётся искусственная нагрузочная цепь через испытуемый заземлитель. Для этого на котором расстоянии от него сооружается вспомогательный заземлитель. Испытуемый и вспомогательный заземлители присоединяются к источнику питания, и через землю пропускается нагрузочный ток. Для измерения падения напряжения в заземлителе в зоне нулевого потенциала забивается потенциальный электрод, называемый зондом. Вспомогательные электроды должны располагаться на определённом расстоянии от испытуемого заземлителя и между собой. В качестве вспомогательного заземлителя и зонда применяются стальные, не окрашенные электроды диаметром 10-20 мм длиной 800-1000 мм. Один конец электрода заострён, на противоположном конце должен быть барашек для присоединения провода. Электроды забиваются в грунт на глубину не менее 0,5 м. Место забивки электродов должно быть выбрано с учётом прохождения кабельных трасс. Перед тем как забивать электроды в землю следует зачистить от ржавчины место соединения с проводником электрической схемы измерения.

Rх - испытуемый заземлитель. П,Т – вспомогательные заземлители .П – потенциальный электрод Т – токовый электрод.

Минимальные расстояния между испытуемыми и вспомогательными заземлителями для случая одиночного заземлителя или сосредоточенного очага.

П – потенциальный электрод. Т – токовый электрод. Чзп- расстояние от заземлителя до потенциального электрода. Чзm- расстояние от заземлителя до токового электрода.

Rх- испытуемый заземлитель Ч mп- расстояние между токовым и потенциальным электродом.

D- наибольшая диагональ сложного заземлителя.

80м<(Чзп=0,5Чзm)<1,5D80м<(Чзm=Чзп=2Чmп)=2D

Расстояние между испытуемым заземлителем и вспомагательными заземлителями для сложных заземлителей. Вспомогательные электроды забивать в землю прямыми ударами, не расшатывая их, чтобы не увеличилось переходное сопротивление между электродом и землёй. Забивать вспомогательные электроды следует в твёрдый, естественный грунт, в отдалённых от возможных проводящих предметов, находящихся в земле(кабели с металлической оболочкой, водопроводные и другие трубы),так как они существенным образом влияют на характер растекания тока в земле.

При большом удельном сопротивлении грунта, места забивки вспомогательных электродов, для уменьшения сопротивления, увлажняется водой, раствором соли, либо кислоты. Для вспомогательных заземлителей могут быть использованы металлические предметы, зарытые в землю ( стальные косынки опор, обрезки труб, одиночные заземлители ) при условии, если последние не связаны с испытуемым заземлителем и находятся от него на требуемом расстоянии. Для сборки схемы применяют провода ПРГ, ПВГ с наконечниками для присоединения приборов и струбцинами для присоединения к испытуемому заземлителю. Провода между заземлителями и приборами прокладываются непосредственно по земле. Для избежания полиризации, влияющий на результаты замеров, измерение производится на переменном токе.

5.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЕТЛИ ФАЗА-НОЛЬ

Периодически и перед сдачей в эксплуатацию объектов, питающихся от сетей с заземлённой нейтралью, производится проверка соответствия заземляющих устройств требованиям ПУЭ в отношении обеспечения отключения аварийного участка.

Надёжное отключение повреждённого участка считается обеспеченным, если ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод Iз отвечает условию: Iз>Iн

Iн- номинальный ток плавкой вставки или ток уставки расцепителя автоматического выключателя.

К- коэффициент, соответствующий требованиям ПУЭ, в зависимости от вида защиты.

Определение тока Iз может быть произведено следующими способами:

а) определением полного сопротивления цепи однофазного замыкания на корпус или нулевой провод с последующим вычислением тока Iз.

б) устройством однофазного короткого замыкания на корпус или нулевой провод при полном напряжении сети.

При применении первого способа производится измерение полного сопротивления петли фазный провод и нулевой провод с последующим сложением с полным расчётным сопротивлением фазы трансформатора.

Недостатком первого способа оценки петли фаза-ноль является наличие неизбежных ошибок в определении токов короткого замыкания. Полное сопротивление проводников в значительной степени зависит от величины протикающего тока. Поэтому сопротивление петли, измеренное при значениях тока 15-30 А, существенно отличается от того сопротивления, которое существует при протекании фактических токов к.з., а следовательно и определяет их величину.

Наиболее точно ток однофазного к.з. на корпус или нулевой провод можно определить, применяя второй способ. Однако, следует учесть, что при замыканиях на корпус или полном напряжении в случае неисправности или большого сопротивления сети заземления на корпусах испытуемого оборудования могут возникать напряжения опасной величины.

Полное сопротивление петли фаза-ноль Z состоит из активной и реактивной слагающих сопротивлений, входящих в неё элементов: фазы питающего трансформатора, цепи образованной фазными и нулевыми проводами, коммутационных аппаратов, входящих в эту цепь и из переходного сопротивления в месте замыкания. Учёт сопротивления всех элементов при проектировании и расчёте весьма затруднителен. Измерения более просты по выполнению и обеспечивают необходимую точность.

Схема сетей при испытании должна находится в таком состоянии, как при нормальной эксплуатации, все заземлители и заземляющие проводники, как искусственные, так и естественные, а также повторные заземлители должны оставаться подключёнными. Определение Z должно производиться для наиболее мощных и наиболее удалённых от источников питания электроприёмников, но не менее чем для 10% от общего количества. Во взрывоопасных помещениях определение Z должно производится для каждого электроприёмника, если при данном значении Z обеспечивается надёжное отключение этих электроприёмников, то оно будет обеспечено и для остальных электроприёмников, присоединённых к данной линии. приэтом должно проверяться наличие связи с нулевым проводом электроприёмников, для которых Z не изменялось.

6.БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНЫХ И ВРЕДНЫХ ФАКТОРОВ

Таблица.6.1. Общая характеристика опасных и вредных

производственных факторов электрокотельной.

6.2 НОРМАЛИЗАЦИЯ САНИТАРНО-ГИГИЕНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ТРУДА

Производственное освещение.

1.Освещение производственных помещений.

В зависимости от источника света различают естественное, искусственное и совмещённое освещение, нормирование которых осуществляется в соответствии со СНиП 23-05-95.

Освещение создаётся прямыми солнечными лучами и отражённым (диффузным) светом небосвода. Оно зависит от времени года, времени суток, характера отражающей способности небосвода и земной поверхности, географического местоположения и т.п.

Естественное освещение может быть следующих видов:

боковое - освещение помещения через световые проёмы в наружных стенах;

верхнее – освещение помещения через фонари, световые проёмы в стенах в местах перепада высот здания;

комбинированное – освещение через световые проёмы в наружных стенах и фонари.

Освещение помещений естественным светом характеризуется коэффициентом естественной освещённости (КЕО).

e = E вн / Енар*100%

где е – КЕО, в %;

Евн - -освещённость внутри помещения;

Енар - -наружная горизонтальная освещённость.

Для естественного освещения нормируется значение коэффициента естественного освещения

е N =еТ * mN

где е N - нормируемое значение коэффициента естественного освещения, %

еТ - значение КЕО, определяемое СНиП 23-05-95, с учётом характера зрительной работы и назначения помещения без учёта прямого солнечного света.

mN - коэффициент светового климата.

Расчёт освещения приведён в пункте 3.1

Производственный шум.

Шум — сочетание различных по частоте и силе звуков. Шум при длительном воздействии оказывает негативное влияние на сердечно-сосудистую, нервную системы и на органы слуха (барабанная перепонка), может вызвать профессиональное заболевание – тугоухость.

Нормативным документом является СН 2.2.421.8.562-96.

Мероприятия по борьбе с шумом

1) Использование определенных строительных материалов связано с этапом проектирования. Для защиты окружающей среды от шума используются лесные насаждения. Снижается уровень звука от 5-40 дБ.

2) Установка звукоизолирующих преград (экранов). Реализация метода звукоизоляции (отражение энергии звуковой волны). Используются материалы с гладкой поверхностью (стекло, пластик, металл). Акустическая обработка помещений (звукопоглощение). Можно снизить уровень звука до 45 дБ.

3) Использование объёмных звукопоглатителей (звукоизолятор + звукопоглатитель). Устанавливается над значительными источниками звука. Можно снизить уровень звука до 30-50 дБ.

4) Снижение шума в источнике его возникновения это самый эффективный метод, возможен на этапе проектирования. Используются композитные материалы двухслойные. Снижение: 20-60 дБ.

5) Организационные мероприятия:

1.Определение режима труда и отдыха персонала.

2.Планирование раб. времени.

3.Планирование работы значительных источников шума в разных источниках. Снижение: 5-10 дБ.

Если уровень шума не снижается в пределах нормы, используются индивидуальные средства защиты (наушники, шлемофоны).

Вибрация .

Вибрация — механические колебания материальных точек или тел.

Источники вибраций: разное производственное оборудование. Причина появления вибрации: неуравновешенное силовое воздействие. Вредные воздействия: повреждения различных органов и тканей; влияние на центр. нервную систему; влияние на органы слуха и зрения; повышение утомляемости.

Более вредная вибрация, близкая к собственной частоте человеческого тела (6-9 Гц) и рук (30-80 Гц).

Нормирование вибрации

I направление. Санитарно-гигиеническое.

II направление. Техническое (защита оборудования).

СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Вибрационная безопасность.

Методы снижения вибрации .

1) Снижение вибрации в источнике ее возникновения.

2) Конструктивные методы (виброгашение, виброденфирование - подбор определённых видов материала, виброизоляция).

3) Организационные меры. Организация режима труда и отдыха.

4) Использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей)

Микроклимат. Нормирование параметров микроклимата.

Микроклимат на рабочем месте характеризуется:

-температура, t, °С;

-относительная влажность, j, %;

-скорость движения воздуха на раб. месте, V, м/с;

-интенсивность теплового излучения W, Вт/м2;

-барометрическое давление, Р, мм рт. ст. (не нормируется)

В соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 нормируемые параметры микроклимата подразделяются на оптимальные и допустимые.

Оптимальные параметры микроклимата — такое сочетание температурыры, относит. влажности и скорости воздуха, которое при длительном и систематическом воздействии не вызывает отклонений в состоянии человека.

t = 19-21, °С, j = 40 - 60, %, V = 0,2 м/с

Допустимые параметры микроклимата — такое сочетание параметров микроклимата, которое при длительном воздействии вызывает приходящее и быстро нормализующееся изменение в состоянии работающего. t = 21-23, °С, j = 40-60 %, V = 0,3 м/с

Для поддержания оптимальных параметров микроклимата, в частности комфортной влажности, предусмотрена система вытяжной вентиляции.

6.3 БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

Общие требования:

Организационными мероприятиями , обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

1) оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; 2) допуск к работе; 3) надзор во время работы; 4) оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

1) выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; 2) ответственный руководитель работ; 3) допускающий; 4) производитель работ; 5) наблюдающий; 6) члены бригады.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия :

1)произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подачи напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов; 2)на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; 3) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током; 4) наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления); 5) вывешены указательные плакаты «заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

Таблица 6.2. ГРУППЫ ПО ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРСОНАЛА.

6.3.1 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ

Количество электротравм в общем числе несчастных случаев невелико, до 1,5%. Для электроустановок напряжением до 1000 U количество электротравм достигает 80%, в связи с их повсеместной распространённостью.

Причины электротравм.

Человек дистанционно не может определить находится ли установка под напряжением или нет. Ток, который протекает через тело человека, действует на организм не только в местах контакта и по пути протекания тока, но и на такие системы как кровеносная, дыхательная и сердечно-сосудистая.

Возможность получения электротравм имеет место не только при прикосновении, но и через напряжение шага и через электрическую дугу.

Электрический ток, проходя через тело человека оказывает термическое воздействие, котороеое приводит к отекам (от покраснения, до обугливания), электролитическое (химическое), механическое, которое может привести к разрыву тканей и мышц, поэтому все электротравмы делятся на местные; и общие (электроудары).

Приведём предельно допустимые уровни (ПДУ) для напряжения и тока . ПУЭ, ГОСТ 12.1.030-81

Таблица.6.3. ПДУ тока и напряжения.

Электрокотельное отделения, где установлены основное оборудование 6 кВ, относиться к классу особо опасных помещений по степени возможности поражения людей электрическим током, так как является помещением с относительной влажностью. Также имеется опасность одновременного прикосновения людей к любым металлическим частям (трубопроводы, металлические и бетонные полы) и одновременно к корпусу электрооборудования.

Мероприятия по борьбе с электротравматизмом.

1) для защиты людей от поражения электрическим током выполняется изоляция токоведущих частей, находящихся под напряжением, с помощью различных диэлектрических материалов (пластмасса, резина, поливенилхлорид и т.д.)

2) для защиты людей применяется ограждение, блокировки и сигнализация.

Ограждения – обеспечивает недоступность токоведущих частей может быть; сплошная (ячейки) и сетчатые; стационарные и съемные.

Блокировки – для предотвращения коммуникаций электрооборудования под нагрузкой.

Сигнализация – световая, звуковая – для предупреждения персонала о возможности поражения электрическим током.

Технические средства защиты.

1) малое напряжение (12В,36В,50В) – применяется в переносных светильниках, ручном электрооборудовании.

2) Электрическое разделение длинных сетей на участки с целью увеличения сопротивления участка сети, а, следовательно, уменьшения тока прикосновения.

3) Двойная изоляция – дополнительная изоляция, защищающая человека при повреждении.

4) Защита от статического электричества, которое может привести к пожарам и взрывам. Для ликвидации статического электричества применяются следующие меры;

-. Нейтрализация зарядов;

-. Отвод зарядов заземляющими устройствами;

-. Повышение влажности воздуха;

-. Добавка антистатических веществ в нефтепродукты;

-. Отвод зарядов, накапливающихся на людях

(заземление, токопроводящие полы, С.И.З.)

5) Защитное заземление – преднамеренное соединение с землей металлических частей электроустановок с целью обеспечения безопасности.

6) Защитное зануление – преднамеренное соединение с нулевым защитным проводником металлических проводящих частей, которые могут оказаться под напряжением.

7) Защитное отключение – быстродействующая система защиты, автоматически обеспечивающая отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения электрическим током.

8) Электрозащитные устройства – переносимые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от действия дуги и электромагнитного поля.

9) Защитная сигнализация и блокировка.

10) Индивидуальные средства защиты.

11) Знаки и плакаты безопасности.

Электрозащитные средства.

Основные электрозащитные средства выше 1000 В.

Изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки. Изолирующие устройства и приспособления для работ на ВЛ с непосредственным прикосновением электромонтёра к токоведущим частям.

Дополнительные электрозащитные средства выше 1000 В.

Диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические ковры, индивидуальные экранирующие комплекты, изолирующие подставки и накладки, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

Основные электрозащитные средства до 1000 В.

Изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, диэлектрические перчатки, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками.

Дополнительные электрозащитные средства до 1000 В.

Диэлектрические галоши, диэлектрические ковры, переносные заземления, изолирующие подставки и накладки, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

Знаки и плакаты безопасности.

Предупреждающие (СТОЙ НАПРЯЖЕНИЕ и т.д.)

Запрещающие (НЕ ВКЛЮЧАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ и т.д.)

Предписывающие ( РАБОТАТЬ ЗДЕСЬ и т.д.)

Указательный ( ЗАЗЕМЛЕНО)

6.4 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

При обслуживании электроустановки опасность представляют не только неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные части электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, пускателей, баки трансформаторов, кожухи шина проводов, металлические каркасы щитов и т.п.)

Защитное заземление это преднамеренное соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности.

Кроме защитного заземления, в электроустановках применяется рабочее заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки.

К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки. Для выполнения заземлений различных назначений и разных напряжений в электроустановках, территориально, приближенных одна к другой, рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство, удовлетворяющее требованиям к заземлению этих электроустановок.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей используются в первую очередь естественные заземлители:

проложенные в земле стальные водопроводные трубы;

трубы артезианских скважин;

стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей, проложенных в земле;

металлические конструкции зданий и сооружений, имеющие надежный контакт с землей;

различного рода трубопроводы, проложенные в земле.

Расчет заземляющих устройств сводится к определению количества вертикальных электродов, которые нужно поместить в землю, чтобы получить необходимое сопротивление заземляющего устройства.

Электроды располагаем в ряд.

Приведём начальные данные для расчёта заземления:

Согласно требованиям ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для совместного использования в электроустановках напряжением до и выше 1000 В не должно превышать:Ом.

В помещении электрокотельной имеется естественный заземлитель – трубопроводы горячей и холодной воды. Из-за отсутствия данных по их сопротивлению растеканию тока примем, что требуемое сопротивление искусственного заземлителя должно быть равным требуемому согласно ПУЭ:

Ом

В рассчитываемом помещении кроме оборудования на напряжение 0.4 кВ есть высоковольтное оборудование, которого также подлежат заземлению. Поэтому определим сопротивление заземляющего устройства по формуле:

,

где UРАСЧ=125 В - расчетное напряжение на заземляющем устройстве, в IРАСЧ=42 А - наибольший ток через заземление при замыкании на землю на стороне 6 кВ.

Тогда Ом

Когда в помещении находятся электроустановки разных уровней напряжения, то значение сопротивления заземляющего устройства принимается минимальное из требуемых, поэтому Ом.

Для грунта типа суглинок удельное сопротивление растекания тока составляет: Ом·м

Значение удельного сопротивления грунта в течении года не остаётся постоянным. Почва летом высыхает, а зимой промерзает, это сказывается на проводимости. Учёт данного фактора производится введением повышающих коэффициентов.

КПОВ.В=4.5 Для вертикальных электродов при длине 2-3 м и глубине залегания 0.5-0.8 м.

КПОВ.Г=1.8 Для горизонтальных электродов при глубине заложения 0.8 м.

Значения коэффициентов приведены для второй климатической зоны.

Определим удельные сопротивления с учётом повышающих коэффициентов

Ом·м

Ом·м

Для второй климатической зоны глубина промерзания грунта составляет 2.6 метра. А длина намеченных к использованию заземляющих электродов составляет 5 м. Такая длина исключает влияние погоды на удельное сопротивление для вертикальных электродов, поэтомуОм·м

Найдём сопротивление одного вертикального электрода выполненного из прутка диаметром 12 мм и длиной 5 м. Данные по электродам:

dЭ=0.012 м l=5 м Глубина заложения t=0.7+2.5=3.2 м.

;

Ом

Найдём примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИСП=0.6

штук. Предварительно n=13 штук.

Находим сопротивление горизонтальных электродов, которые представляют из себя стальные полосы 40*4. Коэффициент использования соединительной полосы 40*5 при числе заземляющих электродов >10 и отношению расстояния между заземлителями к их длине равному 1

КИСП.Г=0.62 [7].

, где l – длина полосы, l=5·n=5·13=65 м, b=0.04 м – ширина полосы, H=0.7 м – глубина залегания в грунте, тогда

Ом

Тогда требуемое сопротивление, которое должны давать вертикальные электроды:

Ом

По таблице 4-4 в [7] на стр 155 определим реальный коэффициент использования вертикальных электродов при их расположении вдоль длиной стороны здания в ряд, общем числе около 10 и отношению расстояния между электродами к их длине 1. КИСП=0.56. Тогда уточним число вертикальных электродов:

штук.

Принимаем окончательно число электродов 10. Электроды равномерно располагаем вдоль длиной стороны здания.

6.5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Категория производства по взрывной и пожарной опасности.

1. Группа возгораемости стройматериалов. Сюда относятся: деревянные стройматериалы; бетонные и гипсовые материалы, которые под воздействием огня и высокой температуры воспламеняются, тлеют или обугливаются при наличии источника зажигания.

2. Степень огнестойкости основных строительных конструкций и минимальные пределы распространения огня. Степень огнестойкости I [СНиП 21-01-97]. Пределы огнестойкости: стены, коллоны-2,5ч; лестничные площадки, клетки-1ч; покрытие-0,5ч; потолки-1ч. распространение огня не допускается.

3. Пожоро и взрываемые свойства веществ, используемые в производстве. Масла моторные и трансформаторные. Температура вспышки поров выше 180 ˚С. Для предотвращения аварий электрооборудования, пожаров, взрывов осуществляются периодические осмотры и техническое обслуживание эл.оборудования: проверяется состояние оборудования, отсутствие короткого замыкания, герметичность и т.д.

4. Система пожарной связи и оповещение: сюда входят пожарная сигнализация, которая обнаруживает начальную стадию пожара, передает извещение о месте и времени его возникновения и, при необходимости включает автоматические водяные системы пожаротушения.

5. Выбор средств пожаротушения. В помещении электрокотельной применяются:

- Ручные углекислотные огнетушители ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8-10 шт.,

- Пенные, химические, воздушно-пенные и жидкостные-6 шт., кроме того, ящики с песком вместимостью 0,5.,1.,3 м3, и лопата 3 шт.

- Войлок, кошма или асбест- 12 шт.

Устанавливаются пожарные краны, оборудованные рукавами и стволами, пожарные щиты. По пожарной опасности помещения электрокотельной относятся к классу В(НПБ-105-95 “Нормы противопожарной безопасности), т.е. имеется в наличие моторные масла и прочие жидкости с температурой вспышки паров выше 61 С, а также ряд других веществ, способных гореть при соединении с кислородом воздуха.

6.6 МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Вероятность поражения молнией какого-либо сооружения, не оборудованного молниезащитой, оценивают формулой:

,

где n - ожидаемое число поражений молнией, 1/год;

nC- среднее число поражений молнией на единице земной поверхности за год в данном районе, 1/(). Для Иркутской области продолжительность грозовой деятельности составляет 20 часов, тогда

,

где а,b и h - соответственно длина, ширина и высота рассчитываемого здания. В нашем случае а=70 м b=25 м. h=7м

Тогда ожидаемое число поражений здания молнией в год составит:

Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока. С вероятностью 5 % амплитудное значение тока молнии превышает 200 кА, поэтому несмотря на небольшую вероятность попадания молнии, необходимо надёжно защитить проектируемую установку. Согласно [7] рассчитаем зону молниезащиты одиночного стержневого молниеотвода. Она представляет собой конус с высотой: , где H=45 м - высота молниеотвода.

м

И радиусом на уровне земли:

м

Расстояние от центра молниеотвода до самой отдалённой от неё точки здания по генеральному плану составляет 43 метра. Таким образом, здание электрокотельной надёжно защищёно от попаданий молний. Зону молниезащиты покажем на генеральном плане электрокотельной.

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАБОТ

В помещении электрокотельной поддержание электрооборудования в работоспособном состоянии, восстановление его важнейших характеристик, улучшение эксплуатационных качеств и повышение экономической эффективности его использования достигается при помощи системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Сущность системы ППР заключается в предотвращении прогрессивного износа путем проведения профилактических осмотров, технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов. Чередование, трудоемкость и периодичность этих мероприятий определяется в зависимости от особенностей агрегата и условий эксплуатации. Объем ремонта принимается по утвержденным нормативам трудоемкости, периодичности, зависящих от типа выполняемых работ.

В проектируемом подразделении вводим смешанную форму эксплуатации электроустановок, предусматривающую выполнение всех видов работ планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта (ППТОР), т.е. ремонтные работы выполняются ремонтным персоналом ТЭЦ-11. Преимущества этой формы эксплуатации зависят от степени централизации.

Произведём расчёт численности ремонтно-эксплуатационного персонала. Для этого определим годовой объем работ при капитальном и текущем ремонте оборудования.

Годовая трудоёмкость на ремонт группы оборудования TТР определяется как:

TТР=nШТ·mЧР·t,

где nШТ – количество однотипного оборудования,

mЧР – число ремонтов в году, отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу,

t – норма трудоёмкости одного ремонта.

7.2 РАСЧЁТ ГОДОВОЙ ТРУДОЁМКОСТИ ОБСЛУЖИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

таблица 7.1 Расчёт годовой трудоёмкости на ремонт оборудования.

Таблица.7.2 Расчёт годового объема ремонтных работ.

Годовая трудоёмкость на осмотр группы оборудования TО определяется как:

TО=nШТ·mО·t·КСЛО, где nШТ – количество однотипного оборудования,

mО – число осмотров в году, отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу,

t – норма трудоёмкости текущего ремонта. КСЛО – коэффициент сложности осмотров

Таблица.7.3 Расчёт годового объема работ на осмотры.

Расчет годовой трудоемкости технического обслуживания на основе нормы трудоемкости текущего ремонта:Тто=12·n·КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ·tТР·КСМ,

где n - количество единиц оборудования или сетей, КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ - коэффициент сложности технического обслуживания, tТР - норма трудоемкости текущего ремонта, КСМ - коэффициент сменности обслуживающего персонала.

Таблица.7.4 Годовая трудоёмкость технического обслуживания.

Общая трудоемкость ремонтных работ и работ по техническому обслуживанию на группу оборудования рассчитывается путем суммирования граф годовой трудоемкости ремонтных работ, годовой трудоемкости осмотров и годовой трудоемкости технического обслуживания ТΣЭЛ=12871,8 чел·час.

7.3 РАСЧЁТ ЧИСЛЕННОСТИ РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПЕРСОНАЛА

По найденному числу человеко-часов в год можно определить численность ремонтного и эксплуатационного персонала путём деления общей годовой трудоёмкости на число часов, которое работает один среднесписочный рабочий в год. Для того чтобы узнать, сколько часов в год работает рабочий периодического и непрерывного производства в год, приведём баланс рабочего времени:

Таблица.7.5 Баланс рабочего времени.

Численность ремонтного персонала рассчитывается по формуле:

человека

, гдеТР – общая трудоемкость ремонтного обслуживания энергохозяйства, т. е. затраты времени на капитальный и текущий ремонты,

ТЭФ=1497,6 – эффективный фонд времени ремонтного персонала,

КВН=1.1 – коэффициент выполнения норм,

- коэффициент использования рабочего времени,

Численность эксплуатационного персонала.

чел.

ТЭКСП - общая трудоемкость эксплуатационного обслуживания энергохозяйства, в которую входят годовая трудоёмкость осмотров и технического обслуживания. чел·час

ТЭФ - эффективный фонд времени эксплутационного персонала, час.

- коэффициент использования,

ТН=1832 ч. - номинальный фонд времени для непрерывного производства

Принимаем состав бригады ремонтного персонала 2 человека:

1 ч. - 6 разряда

1 ч. – 5 разряда.

Принимаем состав бригады эксплутационного персонала 2 человека;

1 ч. – 5 разряда.

1 ч. – 4 разряда.

Непрерывная эксплуатация и контроль за работой электрооборудования до и выше тысячи вольт будет осуществляться сменным персоналом. Число рабочих в одной смене – один, с группой по электробезопасности IV.

Расчет годового фонда заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала.

Приведём данные тарифов различных разрядов на предприятии химической промышленности:

Таблица 7.6. Тарифные ставки в электрокотельной.

Расчёт фонда заработной платы.

Рабочие непрерывного и периодического производства, как видно из таблицы баланса рабочего времени имеют различный эффективный фонд рабочих часов в год, да и условия их труда различаются, поэтому расчёт заработной платы проведём отдельно: сначала для рабочих непрерывного производства, а затем для периодического.

Непрерывное производство.

Форма оплаты труда – повременная, график работы - в три смены по одному человеку.

Для облегчения расчётов фонда заработной платы выведем средний тариф оплаты труда принятых рабочих:

,

где ТЧ.i – часовая тарифная ставка рабочих i-го разряда, из таблицы N, ni – количество работников с i-тым разрядом.

Таким образом, расчёт годового фонда заработной платы(ФЗП) будем проводить для трёх человек с тарифной ставкой 15,68

Тарифный фонд заработной платы:

руб.

Так как от эксплуатационного персонала зависит бесперебойность и оптимальность работы энергооборудования, то в их ФЗП будет входить премия за экономию электроэнергии и безаварийную работу .

руб.

а – коэффициент размера премии от оклада.

Доплата за работу в ночное и вечернее время:

руб.

- коэффициент, зависящий от числа смен в сутки. У нас число смен три.

и - коэффициенты доплаты во время работы в вечернее и ночное время соответственно.

Доплата за работу в праздничные дни:

руб.

Основной фонд заработной платы:

руб.

Дополнительный фонд заработной платы, в который входит оплата за те дни, когда рабочие не приходят на работу, а заработная плата им начисляется:

руб.

Годовой фонд заработной платы:

руб.

КП=1.6 – поясной коэффициент.

Периодическое производство.

Таким образом, расчёт ФЗП будем проводить для двух человек

с тарифной ставкой 17,78

Тарифный фонд заработной платы:

руб.

Премия за выполнение норм выработки.

руб.

а – установленный процент премии.

Доплата за руководство бригадой в нашем подразделении не производится, так как число рабочих периодического производства два человека, и сформировать из них бригаду во главе с бригадиром не получится.

Основной фонд заработной платы:

руб.

Дополнительный фонд заработной платы, в который входит оплата за те дни, когда рабочие не приходят на работу, а заработная плата им начисляется:

руб.

Годовой фонд заработной платы:

руб.

КП=1.6 – поясной коэффициент.

Суммарный годовой фонд заработной платы электротехнического персонала отделения: руб.

Отчисление на социальное страхование – 39% от основной и дополнительной заработной платы рабочих.

руб.

Таблица 7.7. Расчёт стоимости материалов.

Расчет прочих расходов: составляют 20 % от годового фонда основной заработной платы ремонтно – эксплуатационного персонала.

руб.

Амортизация основных фондов – это постепенное перенесение их стоимости на изготовленный продукт с целью возмещения и накопления денежных средств для последующего частичного и полного воспроизводства основных фондов.

Амортизационные отчисления включаются в себестоимость продукции.

Расчет амортизационных отчислений сведен в таблицу

Данные по стоимости электрооборудования берём из прайс-листа оборудования.

таблица7.8 Расчёт амортизационных отчислений.

Так как в стоимость основных фондов входит кроме их стоимости также затраты на транспортировку и монтаж, то учтём и их в стоимости основного оборудования:

ЗТРиМОН=0.1·ФСТОИМ=0.1·238,2=23,82 т.руб.

Тогда общая балансовая стоимость оборудования:

тыс.руб.

Годовые амортизационные отчисления составят:

тыс.руб.

Рассчитанные выше данные занесём в таблицу производственных расходов проектного варианта.

Таблица 7.9. Расчёт производственных расходов.

7.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Заявленный максимум нагрузки, кВт:

Из таблицы нагрузок номинальная нагрузка предприятия в часы максимума энергосистемы РНОМ=48994,31 кВт, тогда

кВт

Годовое потребление активной энергии:

кВт·час

Стоимость полученной от энергосистемы электроэнергии рассчитывается по формуле:

±s, где

а = 65 руб/кВт – основная ставка тарифа в месяц;

в = 0.11 руб/кВт·ч - дополнительная ставка за 1 кВт*час потребленной активной электроэнергии по показаниям счетчика на стороне первичного напряжения, коп/кВт/час;

s - надбавка или скидка с цены за перерасход реактивной мощности или энергии.Принимаем s=0.

Таблица.7.10.Расчет сводной калькуляции затрат на 1кВт. Час. Потребляемой электроэнергии.

Таблица7.11. Технико-экономические показатели предприятия.

8. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

8.1 ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

К релейной защите предъявляются следующие основные требования :

Быстродействие. Быстрое отключение повреждённого оборудования или участка электрической установки, что предотвращает или уменьшает размеры повреждений, сохраняет нормальную работу потребителей неповреждённой части установки, предотвращает нарушение параллельной работы генераторов.

Селективность. Селективностью называется способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать его только ближайшими к нему выключателями.

Чувствительность. Защита должна обладать такой чувствительностью к тем видам повреждений и нарушений нормального режима работы в данной электрической установке или электрической сети, на которые она рассчитана, чтобы было обеспечено её действие в самом начале возникновения повреждения, чем сокращаются размеры повреждения оборудования в месте к.з.

Надёжность. Требование надёжности состоит в том, что защита должна правильно и безотказно действовать на отключения выключателей оборудования при всех его повреждениях и нарушениях нормального режима работы, на действие при которых она предназначена и не действовать в нормальных условиях, а также при таких повреждениях и нарушениях нормального режима работы, при которых действие данной защиты не предусмотрено и должна действовать другая защита.

8.2 ВИДЫ ЗАЩИТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные КЗ в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные КЗ на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Защита от КЗ выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений её выполняют быстродействующей.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные КЗ в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные КЗ на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Защита от КЗ выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений её выполняют быстродействующей.

Опасным внутренним повреждением является также "пожар стали" магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведёт к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применении специальной защиты от витковых замыканий и от "пожара стали". Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях и при "пожаре стали". Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Также в трансформаторах могут возникнуть так называемые ненормальные режимы работы, обусловленные внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Длительный перегруз трансформатора недопустим так как в этом режиме выделяется повышенное количество тепла, что неудовлетворительно сказывается на изоляции обмоток.

Длительность допустимой перегрузки регламентируется ПУЭ. При наличии дежурного персонала защита выполняется на сигнал, на подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки действует на разгрузку или отключение.

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22 , теперь выпускается более совершенное реле РГЧЗ-66 с чашечкообразными элементами.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - не реагирование её на повреждения расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем. Зашита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и в ряде других случаев. Возможны также ложные срабатывания защиты на трасформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих подстанциях практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

8.3 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАШИТЫ ЦЕХОВОГО ТРАНСФОРМОТОРА

Для защиты цеховых трансформаторов мощностью 100-1600 кВА напряжением выше 6 кВ предусматриваются

максимальная токовая защита

защита от однофазных замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ.

Максимальная токовая защита цеховых трансформаторов.

Действующая на отключение масляного выключателя с выдержкой времени максимальная токовая защита, выполняется на реле тока типа РТ-80.

Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты выбирается с учетом отстройки от номинального тока, в зависимости от тока срабатывания защиты:

Первичный номинальный ток:Iвн = = 9,2 А.

Трансформаторы тока КТТ = 30/5 -схема соединения трансформаторов тока на разность токов двух фаз;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iвн2 = = 2,7 А.

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 18,7 А

где КН = 1,25 –коэффициент надежности для реле РТ-40, при действии защиты на отключение [4].

КВ = 0,8 –коэффициент возврата реле РТ-80 [4].

КСМЗ = 1 –коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент возможной перегрузки в аварийном режиме

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 81/1 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 4…10 А

Уставка срабатывания реле 5,4 А

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 2 – условие ПУЭ выполняется.

Защита от однофазных замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ.

Действующая на отключение масляного выключателя (со стороны 6 кВ) и вводного автоматического выключателя (со стороны 0,4 кВ) без выдержки времени защита, выполняется на реле тока типа РТ-40 подключенного к трансформатору тока типа Т-0,66 на нулевом проводе при прямом присоединении силового трансформатора с глухозаземленной нейтралью к шинопроводу.

В нормальном режиме ток к нейтрали трансформатора близок нулю. При однофазном замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ ток короткого замыкания будет протекать через поврежденную фазу и нулевой проводник к нейтрали трансформатора, что в свою очередь вызовет срабатывание токового реле и приведет в отключению выключателей.

Защита на стороне 0,4 кВ автоматическим выключателем

В электроустановках напряжением до 1 кВ широко применяются автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трёх полюсном исполнении, постоянного и переменного тока. Автоматические выключатели снабжают специальным устройством релейной защиты, которое в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, максимальной токовой защиты или двухступенчатой токовой защиты для этого используют электромагнитные и тепловые реле. Эти реле называют расцепителями.

Выбор автоматических выключателей.

Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

Номинальное напряжение выключателя недолжно быть ниже напряжения сети;

Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи К.З, проходящие по защищаемому элементу:

Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчётного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу:

Iном.рас. > Iрасч.

Автоматический выключатель недолжен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки замедленного срабатывания регулируемых расцепителей: Iном.рас > (1,1 – 1,3) Iрасч

Sном =100 кВА Uвн = 6 кВ Uнн = 0,4 кВ

А

Выбираем автоматический выключатель марки: ВА 53-37 Uном = 400 В

Iном = 160 А Iрасц. = 5Iном tср = 0,3 с I(3)к.з = 26,2 кА

8.4 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА ГПП

Для трансформаторов напряжением выше 6 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при:

повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов (газовое реле, реагирующие на образование газов внутри трансформатора, работает как на сигнал, так и на отключение);

многофазных замыканиях на выводах и в обмотках, витковых замыканиях в обмотках, однофазных замыканиях на землю (дифференциальная защита) понижении уровня масла

Исходные данные:

Uвн = 220 кВ;Uнн = 6 кВ;Sт = 40000 кВА;

Защита от многофазных К.З. трансформаторе и на его выводах.

Для трансформаторов мощностью Sт >6,3 МВА устанавливается дифференциальная защита без выдержки времени, с включением реле по схеме соединения трансформаторов тока обратной соединению обмоток силового трансформатора.

Защита выполняется на базе реле типа ДЗТ-11.

1. Для напряжения 220 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iвн = = 100,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 100/5 -схема соединения трансформаторов тока D;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iвн2 = = 8,7 А.

2. Для напряжения 6 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iнн = = 3666,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 4000/5 -схема соединения трансформаторов тока неполная Y;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iнн2 = = 4,6 А

3. Ток срабатывания защиты:

Iсз =Кн ∙ Iвн =1,5 ∙ 100,4 = 150,6 А

где Кн =1,5 –коэффициент надежности.

4. Ток срабатывания реле на не основной стороне:

Iср.не осн. == 13,04 А

5. Число витков обмотки не основной стороны:

Wне осн. == 7,67 витка

Принимаем Wнеосн. =8 витков

где FСР = 100 А –магнитодвижущая сила срабатывания реле при отсутствии торможения [15].

6. Ток срабатывания реле на не основной стороне при W не осн :

Iср.не осн. == 12,5 А

7. Число витков обмотки основной стороны:

Wосн. == 15,1 витка

Принимаем Wосн. =15 витков

8. Первичный расчетный ток небаланса для определения витков тормозной обмотки:

Iнб =(e + Uрпн%+ )∙ Iк = (0.1 + 0.16 + ) ∙ 323,2 =86,2 А

где e = 0,1 –относительное значение тока намагничивания

Uрпн% = 0,16 –половина суммарного диапазона регулирования под напряжением

Iк = 323,2 А – периодическая составляющая при внешнем коротком замыкании, приведенная к напряжению обмотки высшего напряжения

9. Число витков тормозной обмотки :

Wтор. == 8,1 витка

Принимаем ближайшее большее Wтор. = 8 витка

где tga = 0,75 –тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной тормозной характеристики.

10. Коэффициент чувствительности :

Кч = = 1,86

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

Максимальная токовая защита трансформаторов.

Дополнительно к дифференциальной защите устанавливается действующая на отключение с выдержкой времени максимальная токовая защита, выполненная на реле тока типа РТ-40 и реле времени типа ЭВ-100.

Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты выбирается с учетом отстройки от номинального тока, в зависимости от тока срабатывания защиты:

1. Для стороны напряжения 220 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 191,9 А

где КН = 1,25 –коэффициент надежности для реле РТ-40, при действии защиты на отключение [4].

КВ = 0,85 –коэффициент возврата реле РТ-40 [4].

КСМЗ = 1 –коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент, учитывающий возможную перегрузку при аварии

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 40/20 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 5…20 А

Уставка срабатывания реле 16,6 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ – 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

2. Для стороны напряжения 6 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. = = 7009,3 А

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 40/10 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 2,5…10 А

Уставка срабатывания реле 8,76 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ – 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 0,5 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

Газовая защита

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях и при "пожаре стали". Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Также в трансформаторах могут возникнуть так называемые ненормальные режимы работы, обусловленные внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Длительный перегруз трансформатора недопустим так как в этом режиме выделяется повышенное количество тепла, что неудовлетворительно сказывается на изоляции обмоток.

Длительность допустимой перегрузки регламентируется ПУЭ. При наличии дежурного персонала защита выполняется на сигнал, на подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки действует на разгрузку или отключение.

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22 , теперь выпускается более совершенное реле РГЧЗ-66 с чашечкообразными элементами.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - не реагирование её на повреждения расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем. Зашита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и в ряде других случаев. Возможны также ложные срабатывания защиты на трасформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих подстанциях практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

8.5 ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ШИНАХ 6 кВ.

Защита выполнена с помощью реле подключенного к вторичной обмотке трансформатора напряжения типа НТМИ-6-66 установленного на шинах 6 кВ ГПП, которая имеет соединение по схеме разомкнутого треугольника (в нормальном режиме геометрическая сумма всех токов равна нулю). При однофазном замыкании через реле проходит ток, вызванный наличием напряжения во вторичной обмотке трансформатора напряжения, так как напряжение одной фазы будет равно нулю. Сети 6 кВ выполнены с изолированной нейтралью, имеют малые токи замыкания на землю, а потому защита от однофазного замыкания в шинах 6 кВ выполняется с действием на сигнал.

где Kнад=1,2 Uнб=10-15В; =12 В.

8.6 УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ

8.6.1 УСТРОЙСТВА УПРАВЛЕНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ И СИГНАЛИЗАЦИИ В ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И НА ГПП

В соответствии с суточными и сезонными изменениями электрических нагрузок, а также с осмотрами, профилактическими испытаниями и ремонтами сетевого, станционного и подстанционного оборудования в системах электроснабжения промышленных предприятий постоянно производятся операции включения и отключения выключателей и других аппаратов. Такие же операции требуются и в аварийных и послеаварийных режимах для восстановления питания приемников электроэнергии.

Коммутационные операции в системах электроснабжения могут производиться оперативным персоналом или автоматически. В обоих случаях могут применяться местные, дистанционные и телемеханические средства управления. Системы и средства управления выбираются на основании технико-экономических расчетов с учетом стоимости аппаратуры управления и связи, затрат на обслуживание, экономического ущерба, возникающего в производственных установках при перерывах электроснабжения. Из приведенных факторов наиболее существенным может оказаться ущерб от перерывов электроснабжения при недостаточно быстром восстановлении питания приемников. Поэтому на промышленных предприятиях, в случаях аварийного отключения источников электроэнергии, линий питания, предусматривается автоматическое восстановление питания, путем автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического включения резерва САВР).

Включение и отключение трансформаторов, генераторов, источников реактивной мощности, линий при изменениях нагрузки, предпринимаемые для обеспечения наиболее экономичного режима работы системы электроснабжения, также могут производиться автоматически для уменьшения затрат эксплуатации. То же самое относится к отключению и подключению приемников, предпринимаемым в целях регулирования электрических нагрузок.

Для координации автоматического включения и отключения элементов системы электроснабжения предприятия может оказаться целесообразным создание автоматизированной системы управления электроснабжением, входящей в качестве одной из составных частей в автоматизированную систему управления предприятием (АСУП).

Наряду с централизованной системой автоматизации могут оказаться целесообразными местные системы и устройства автоматики; это в особенности относится к АПВ и АВР. Независимо от степени автоматизации управления электроснабжением всегда должна быть сохранена возможность производства включений и отключении элементов системы электроснабжения оперативными ремонтным персоналом, причем в случаях, когда эти операции предусматривается производить средствами дистанционного управления или телеуправления, всегда должна сохраняться возможность местного управления, необходимого, например, во время ремонтных и наладочных работ.

Для управления системой электроснабжения или ее отдельными звеньями необходимы данные о состоянии коммутационной аппаратуры и об электрических величинах, характеризующих режим работы объектов управления. Для этого применяются соответствующие устройства сигнализации и измерения, включающие в себя показывающие и самопишущие приборы и узлы.

Устройства управления, сигнализации и измерения обычно сосредоточиваются на пунктах управления объектами системы электроснабжения, главным из которых является диспетчерский пункт управления электроснабжением предприятия.

В настоящей главе коротко рассматриваются те вопросы управления, сигнализации, измерения и диспетчеризации, которые, не входят в другие профилирующие или базовые курсы специальности. Коротко рассматриваются также переходные процессы в системе электроснабжения, возникающие при кратковременных перерывах электропитания.

8.6.2 УПРАВЛЕНИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выключатели ВН являются основными коммутационными аппаратами, при помощи которых осуществляется включение и отключение таких элементов системы электроснабжения предприятия» как трансформаторные подстанции и трансформаторы, агрегаты собственных электростанций, источники реактивной мощности ВН, линии В^Н, играющие важнейшую роль в обеспечении надежности питания промышленных приемников электроэнергией.

В системах электроснабжения у выключателей ВН кроме обязательного местного управления может предусматриваться дистанционное управление или телеуправление.

Цепи питания электрических органов привода, а также все цепи ручного и автоматического управления приводом (в том числе цепи релейной защиты) называются оперативными цепями. Для обеспечения надежности работы эти цепи обычно отделяются от других вторичных цепей (от цепей сигнализации и измерения) путем применения отдельных источников тока или отдельных органов защиты. Из-за существенного различия в мощности таким же путем отделяют друг от друга цепи питания электромагнитов электромагнитного привода и остальные оперативные цепи. Таким образом, все цепи разделяются по назначению на цепи питания органов привода, цепи управления и защиты, цепи сигнализации, каналы телеуправления и телесигнализации.

8.6.3 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ

Защита элементов системы электроснабжения, осуществляемая релейными устройствами, автоматическими выключателями и плавкими предохранителями, отключает защищаемые элементы в случаях устойчивых и неустойчивых повреждений, а также неселективного и ложного срабатывания защиты. В последних трех случаях защищаемый элемент может сразу после срабатывания защиты снова включиться и оставаться в работе. Автоматическое включение элемента после срабатывания защиты называется автоматическим повторным включением (АПВ) и применяется в случаях, когда вероятность возникновения неустойчивых (преходящих) повреждений и неселективного срабатывания защиты достаточно высока.

Наиболее частым проходящим повреждением в системах электроснабжения является КЗ в воздушных линиях, воздушных шинопроводах, на выводах электрических аппаратов, трансформаторов и кабельных разделок, на сборных шинах и т. п. Такое КЗ может быть вызвано пробоем воздушных защитных промежутков при грозовых перенапряжениях, разрядом вдоль изоляторов, попаданием случайных, сгораемых под воздействием дуги предметов на проводники (из-за занесения ветром, неправильного действия людей и т.п.), закорачиванием воздушных изоляционных или разрядных промежутков птицами и животными.

После отключения таких КЗ, канал дугового разряда быстро (при трехфазном отключении в зависимости от напряжения за 0,1—0,4 с) деионизируется и отключенный элемент готов к новому включению.

Проходящим следует считать также КЗ, осуществляемое короткозамыкателем и отключаемое при помощи отделителя. После отделения места КЗ линия готова к новому включению.

Если КЗ в течение без токовой паузы между отключением и автоматическим включением не исчезает, то срабатывание устройства АПВ оказывается неуспешным. Причиной неуспешного АПВ может быть устойчивость КЗ, а также недостаточная длительность бестоковой паузы для ликвидации КЗ. Второй случай имеет место достаточно часто на воздушных линиях 110 кВ и выше, иногда с этим необходимо считаться также в воздушных сетях 10, 20 и 35 кВ. Поэтому вместо однократного АПВ могут применяться двух- и трехкратное АПВ с большей выдержкой времени второго и третьего циклов.

Число отключений воздушных линий ВН релейной защитой или плавкими предохранителями в зависимости от напряжения, типа опор, климатических условий находится в пределах (0,5—5) ·10-2 1/(км·год). Первое АПВ обычно восстанавливает работу линий в 60—90 % всех случаев отключения, причем большие цифры относятся к линиям более высокого напряжения. При неуспешном первом АПВ второе АПВ характеризуется вероятностью восстановления работы дополнительно на 10—15 %, а третье АПВ (при неуспешном втором) — дополнительно на 3—5 % дальнейшее увеличение числа циклов АПВ является нецелесообразным.

В кабельных сетях число отключений защитой составляет (2—4)·10-2 1/(км-год), вероятность восстановления работы путем применения АПВ 20—30 % (в основном за счет дуговых КЗ в ошиновке распределительных пунктов, РУ и т. п.).

Устройства АПВ оправдают себя при определенной частоте успешных срабаваний, которая может определяться технико-экономичесим расчетом и обычно не водится ниже 0,1 1/год.

В России средняя частота успешного срабатывания АПВ составляет 0.5 1/год. Из этого следует, что эффективную работу АПВ можно ждать на воздушных и кабельных линиях длиной 10—100 км.

Во внутренних сетях промышленных предприятий длина одной линии редко превышает 10 км, поэтому применение АПВ отдельных линий может оказаться нецелесообразным. Однако вместо АПВ отдельнойлинии может применяться АПВ всей сети или сетевого участка.

8.6.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА. Надежность электроснабжения ответственных приемников, относящихся к 1-й и 2-й категориям по бесперебойности питания,обеспечивается применением двух (или большего числа) независимых источников питания. При этом возможны три варианта:

1) источники находятся постоянно в параллельной работе и имеют такой запас

мощности, что отключение одного из них не приводит к недопустимым перегрузкам оставшихся в работе;

2) источники не работают параллельно, но имеют между собой резервные связи и запас мощности; при отключении одного из источников его нагрузка переключается по этим связям на другие;

3) один или несколько источников находятся в резерве и включаются при отключении основного источника.

Переключения, предпринимаемые в двух последних случаях, могут быть автоматическими и называются тогда автоматическим включением резерва (АВР).

Если предприятие питается от энергосистемы двумя независимыми линиями, то на всех ступенях системы электроснабжения предприятия (на ГПП, в распределительной сети ВН, на цеховых подстанциях, в цеховых сетях) при отключении основного питания, может быть предусмотрено автоматическое переключение на соседние работающие независимые источники (на другой трансформатор двухтрансформаторной подстанции, на соседние подстанции и т. п.). То же самое относится к случаю, когда предприятие питается одновременно от энергосистемы и собственной электростанции или только от собственной многоагрегатной электростанции. Необходимый для такого переключения запас мощности или пропускной способности отдельных элементов системы электроснабжения называется иногда неявным или скрытым резервом.

Стоимость неявного резерва, как правило, ниже, чем стоимость явного резерва (специальных резервных трансформаторов, генераторных или аккумуляторных установок и т. п.), и поэтому при АВР имеется в виду применение, как правило, неявного резерва.

На рис.18 показан принцип применения устройств АВР, действующих на секционные выключатели двухтрансформаторных подстанций. Принцип может быть распространен также на независимые однотрансформаторные подстанции, связанные между собой резервной линией. Автоматическое включение резерва происходит после срабатывания защиты минимального напряжения и отключения этой защитой основного питания. Во избежание одновременного срабатывания устройств АВР различных ступеней системы электроснабжения выдержка времени защиты минимального напряжения низших ступеней отстраивается от времени срабатывания аналогичной защиты высших ступеней, т. е.

,

где tC,i — время срабатывания защиты минимального напряжения, используемой в качестве пускового органа АВР на i-й ступени системы электроснабжения; tC(i+1) - время срабатывания аналогичной защиты на следующей (по удалению от источника питания) ступени системы электроснабжения;

t0 - время отстройки, принимаемое в пределах 0,5—0,7 с.

Во избежание лишних переключений, как правило, требуют, чтобы АВР происходило только в тех случаях, когда первый цикл применяемого в питающей сети АПВ оказался неуспешным.

Кроме неявного резерва, в системах электроснабжения могут предусматриваться специальные (явные) резервные источники. Необходимость в таких источниках возникает в основном в трех случаях:

1) при отсутствии двух постоянно работающих независимых источников питания, требуемых для приемников 1-й и 2-й категорий (например, при нецелесообразности двух вводов от энергосистемы из-за малой доли ответственных приемников в общей мощности предприятия);

2) при наличии приемников, относящихся к особой группе 1-й категории и требующих наличия трех независимых источников питания;

3) при жестких требованиях к максимально допускаемой длительности перерыва в питании, которые могут быть удовлетворены только путем применения быстроподключаемых резервных источников.

Основным требованием, предъявляемым к устройствам АВР, является однократность действия, т.е. исключение повторного срабатывания при неуспешном АВР. Выполнение этого требования может обеспечиваться теми же средствами, какие применяются в устройствах АПВ.

АВР применяется только в тех случаях, когда параллельная работа независимых источников питания невозможна или экономически нецелесообразна. При возможности параллельной работы и использования замкнутых сетей надёжность электроснабжения может обеспечиваться и без применения АВР.

8.6.5 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Регулирование напряжения – это процесс изменения уровня напряжения в характерной точке сети при помощи технических средств. Контроль за уровнем отклонения напряжения U – производится тремя способами:

1. По уровню (сравнение реальных значений отклонения напряжения с нормированным).

2. По электрической системе, то есть в определенных точках системы.

3. По длительности существования отклонения (по времени).

Регулирование напряжения осуществляется с помощью АСДУ (автоматической системы диспетчерского управления). Локальное регулирование напряжения может быть централизованным и местным.

Местные в свою очередь делятся на:

1) групповое регулирование напряжения – для нескольких электроприемников;

2) индивидуальное регулирование – специальное регулирование.

В централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа в зависимости от характера изменения нагрузки:

стабилизация – применяется для потребителей с почти неизменной нагрузкой; двухступенчатое – для предприятий с односменным графиком; встречно-регулируемое – при переменном графике нагрузок.

Учитывая требования по напряжению удаленных и близлежащих потребителей, основным средством регулирования напряжения выбраны трансформаторы и автотрансформаторы районных подстанций.

Различают два типа трансформаторов на подстанциях:

1. Трансформаторы с ПБВ – трансформаторы с переключением без возбуждения.

2. Трансформаторы с РПН – трансформаторы с регулировкой под нагрузкой.

Регулировочное ответвление трансформатора выполняется на стороне высокого напряжения.

Рис.19. Схема обмоток тр-ра с ПБВ.

Трансформаторы с ПБВ

Выполняют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение при этом коэффициент трансформации номинален. При использовании четырёх дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на . Вторичная обмотка является центром питания сети и её напряжения на 5% больше номинального в трансформаторах малой мощности и на 10% больше номинального в трансформаторах большой мощности.

Предположим что к W 1 подведено номинальное напряжение и при холостом ходе в обмотке низкого напряжения W 2 у нас ., изменяя коэффициент трансформации можно изменить напряжение на низкой стороне.

Трансформаторы с РПН.

Отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием отключающего устройства, большим числом ступеней трансформации, а, следовательно, большим диапазоном регулирования. Обмотка высокого напряжения состоит из двух частей: регулируемая и нерегулируемая.

а – не регулируемая; б – регулируемая; в, г – подвижные контакты. На регулируемой обмотке б имеется ряд регулировочных ответвлений. Ответвление 1, 2 соответствует части обмотки, включенной согласно с основной, ответвления 3, 4 включены встречно. При включении 1, 2 коэффициент трансформации повышается, 3, 4 – уменьшается. Основной вывод обмотки точка 0 . На регулируемой части обмотки включено переключающее устройство, которое состоит из в, г – подвижные контакты, К1, К2 – контакторы и Р – регулировочный токоограничивающий реактор Допустим, требуется переключить со второго на первое ответвление. Отключаем контактор К 1 переводим подвижный контакт в на регулировочное ответвление 1, включаем контактор К1 . С помощью трансформатора с РПН переключая регулировочные обмотки, выполняем требование встречного регулирования.

8.7 ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ

Измерительные трансформаторы тока и напряжения служат для уменьшения соответственно тока и напряжения до значений, на которые рассчитаны вторичные реле и измерительные приборы, а также отделения вторичных цепей от первичных (силовых) для обеспечения безопасности обслуживающего персонала. К вторичным обмоткам трансформаторов тока подключают амперметры, реле тока, а также токовые обмотки других приборов и аппаратов (ваттметров, электрических счетчиков, реле мощности).К вторичным обмоткам трансформаторов напряжения подключают вольтметры, реле напряжения, а также обмотки напряжения других приборов и аппаратов. Трансформаторы тока имеют замкнутый магнитопровод ,первичную и вторичную обмотки. Первичная обмотка включается в первичную цепь с первичным током. Важной характеристикой трансформатора тока является коэффициент трансформации К , равный отношению первичного тока I 1 к вторичному I 2 . Основные параметры трансформаторов тока – номинальные первичный и вторичный токи, класс точности, нагрузка вторичной цепи, определяемая мощностью в вольтамперах или сопротивлением в Омах, и предельная кратность тока. Трансформаторы тока обычно имеют первичные обмотки на токи от 5 до 15000 А и вторичные - на 5 А. Класс точности – обобщенная характеристика трансформатора тока, определяемая установленными пределами допустимых погрешностей при заданных условиях работы, - обозначается числом, показывающим допустимую токовую погрешность в процентах при номинальном первичном токе. Выпускаются трансформаторы тока 0,5; 1 и 3 классов точности. Номинальной мощностью трансформатора называют такую нагрузку, при которой погрешность не превышает предельно допустимого значения. Промышленностью выпускается трансформаторы тока напряжением до 750 кВ внутренней и наружной установки различного конструктивного исполнения:

опорные – для установки на опорной плоскости;

встроенные – первичная обмотка которых служит вводом электротехнического устройства;

проходные – предназначенные для использования в качестве ввода;

шинные – у которых первичной обмоткой служат шины распределительного устройства;

втулочные – проходные шинные;

электроизмерительные клещи – переносные разъёмные без первичной обмотки, магнитная цепь которых может размыкаться, а затем замыкаться вокруг проводника с измеряемым током.

Выводы первичных обмоток трансформаторов тока обозначают: Л 1 - начало и Л 2 – конец, а вторичных И 1 – начало и И 2 – конец. Применяются несколько схем соединения трансформаторов тока. При схеме полная звезда трансформаторы тока устанавливают в трёх фазах, соединяя одноимённые выводы (начала или концы) между собой. К реле отходят четыре провода: три от свободных выводов трансформаторов тока и один от объединённых. При схеме треугольник, вторичные обмотки трёх трансформаторов тока соединяют последовательно, образуя замкнутый контур. Эту схему применяют, когда требуется получить больший ток во вторичной цепи или осуществить сдвиг вторичного тока по фазе на 30 или 330 градусов. При схемах неполная звезда или на разность токов, используют по два трансформатора тока, что позволяет обойтись меньшим количеством реле. Такие схемы получили распространение в сетях с изолированной нейтралью. При схеме фильтр токов нулевой последовательности, трансформаторы тока устанавливают на трёх фазах, соединяя их вторичные обмотки параллельно. Ток во вторичной цепи будет проходить только при замыканиях электрической сети на землю. В трансформаторах тока изолировать первичную обмотку от вторичной тем труднее, чем выше напряжение. Трансформаторы тока при этом становятся сложными в изготовлении, громоздкими и дорогими. В последние годы созданы не имеющие этих недостатков магнитные и оптико-электронные измерительные трансформаторы тока.

Магнитные трансформаторы тока в отличие от обычных не врезают в провода силовой цепи, а располагают под ними на безопасном расстоянии от частей Электро установки, находящихся под напряжением. Преимуществом их являются низкая стоимость, возможность размещения в любом месте присоединения без специальных конструкций для установки. Применяют эти трансформаторы в устройствах защиты линий и силовых трансформаторах напряжением 35-220 кВ, особенно на подстанциях без выключателей.

Оптико–электронный трансформатор тока представляет собой первичный преобразователь, расположенный в близи провода с контролируемым током, и приёмное устройство, размещенное на безопасном расстоянии от частей, находящихся под напряжением. Преобразователь и приёмное устройство связаны между собой пучком света, который передаётся внутри полого изолятора по диэлектрическому световоду.

Оптико–электронные трансформаторы тока целесообразно применять в электроустановках напряжением 750 кВ и выше.

Трансформаторы напряжения имеют замкнутый магнитопровод, первичную и вторичную обмотки. К первичной обмотке подводится первичное напряжение U 1 первичной (силовой) цепи, а к вторичной параллельно подключаются вольтметр, обмотка напряжения ваттметра и реле напряжения. Важной характеристикой трансформаторов напряжения является коэффициент трансформации К, равный отношению напряжения на зажимах первичной обмотки к напряжению на зажимах вторичной при холостом ходе. Основные параметры трансформаторов напряжения:

Номинальные первичное и вторичное напряжения;

Погрешности напряжения и угловая;

Номинальная и предельная мощности.

Погрешность напряжения – погрешность, которую вносит трансформатор напряжения из-за того, что действительный коэффициент трансформации не равен номинальному, - измеряется в процентах от действительного первичного напряжения.

Угловая погрешность характеризуется углом между векторами первичного и вторичного напряжений, измеряется в минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного напряжения.

Номинальная мощность – это полная мощность, которую трансформатор напряжения отдаёт во вторичную цепь при номинальном вторичном напряжении с обеспечением соответствующих классов точности (обычно указана на паспортной табличке).

Предельная мощность – это мощность, которую трансформатор напряжения отдаёт при номинальном первичном напряжении по условиям допустимого нагрева его частей. Трансформаторы напряжения выпускаются для электроустановок напряжением до 750 кВ, на которые рассчитываются их первичные обмотки. Вторичные напряжения трёх фазных трансформаторов и однофазных, соединяемых в треугольник, равны 100 В, однофазных, соединяемых в звезду, - 100/1,73 В, а обмоток, соединяемых в разомкнутый треугольник, - 100/3 В.

Трансформаторы напряжения подразделяют на сухие (одно- и трёх фазные), масленые (одно- и трёх фазные) и каскадные. Трёх фазные трансформаторы напряжения бывают трёх- и пяти- стержневые. Пятистержневые трансформаторы напряжения имеют первичную обмотку с выводами А,В,С и 0, основную вторичную с выводами a , b , c и 0 и дополнительную вторичную с выводами a д и x д .

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Каталог электро-осветительной арматуры. Часть 1. М. 1993

2. Кноринг Г.М. Справочная книга для проектирования электроосвещения. -Л.:Энергия 1976

3. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.

4. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. М.:Высшая школа, 2000.

5. Кукин П.П. Лапин В.Л. Безопасность жизнедеятельности. М. 2001г

6. Правила устройств электроустановок. – 6-е изд. С.-Петербург: Госэнергонадзор.2001г.

7. СанПин 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

8. СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Шум на рабочих местах в помещениях желых общественных зданий и на территории жилой застройки.

9. СН 2.2.4/2.1.8.566-96. Производственная вибрация, вибрация в желых и общественных зданиях.

10. НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной опасности.

11. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений 1989г.

12. СНиП 2.04.05-91. Отопление, вентиляция и кондиционирование. 1991г,

13. ГОСТ 12.1.038-82. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.

14. Межотраслевые правила по охране труда. М. 2001г.

15. Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М. 1984г.

16. Рихстейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок.

М.: Энергоатомиздат, 1991.

17. Фёдоров А.А. и Сербинский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. М. Энергоатомиздат. 1981.

18. Неклепаев Б.Н.,Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанцийю-М.:Энергоатомиздат,1989

19. Блок В.М., Обушев Г.К. и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. М.Высшая Школа. 1990.

20. Синягин Н.Н. Афанасьев Н.А. Новиков С.А. Система ППР оборудования и сетей промышленной энергетики. 1984г.

21. Барановский Экономика промышленности. 3 тома. 1998г.

22. Прейскурант на электротехническое оборудование и аппаратуру.

23. Ефимова И.С. Методические указания по экономико-организационной части дипломных проектов. 2002г.

24. Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.Энергоатомиздат 1990.

25. Беркович М.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты. 1971г.

26. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 1991г.

27. Авербух А.М. Релейная защита. 1975г.

28. Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. М.:Энергия. 1978.

29. Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению. В двух томах. М.: Энергоатомиздат. 1986.

30. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.:Энергоатомиздат 1980.

31. Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. 1987г.

32. Соскин Э.А. Киреева Э.А. Автоматизация управления промышленным энергоснабжением 1990г.

33. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. 1970г.

34. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. 1985г.

35. Чиликин М.Г. Сандлер А.С. Общий курс электропривода. 1981г.

36. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. 1989г.

37. Фёдоров А.А. Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования промышленных предприятий. 1986г.

38. Князевский Б.А. Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация электрооборудования промышленных электроустановок. 1984г.

39. Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. 1987г.

40. Копылов И.П. Клоков Б.К. Справочник по электрическим машинам (1,2 том.)1989г.