Разработка внутрицеховой трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
Работа из раздела: «
Физика и энергетика»
/
Аннотация
В общей части дипломной работы выбрана схема электрических соединений подстанции, произведён выбор силового оборудования, на основании расчёта токов короткого замыкания произведён выбор и проверка коммутационных аппаратов и токоведущих частей. Произведён выбор и расчёт релейной защиты и аварийного включения резерва.
В технико-экономической части приведён расчёт себестоимости передачи электрической энергии и расчёт полной себестоимости электрической энергии.
Раздел безопасности жизнедеятельности освещает вопросы охраны труда на подстанции и меры безопасности при проведении работ в электроустановках. Произведён расчёт заземления трансформаторной подстанции.
Содержание
- Введение
- 1 Общая часть
- 1.1 Характеристика потребителей электроснабжения
- 1.2 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения
- 1.3 Ведомость потребителей электроэнергии
- 2 Расчет электрических нагрузок
- 2.1 Компенсация реактивной мощности
- 2.2 Выбор типа, числа и мощности силового трансформатора
- 2.3 Расчет токов короткого замыкания
- 2.4 Расчет и выбор силовой сети
- 2.5 Выбор электрооборудования
- 2.5.1 Выбор оборудования высокой стороны подстанций
- 2.6 Расчет и выбор релейной защиты трансформаторов
- 2.7 Автоматическое включение резерва
- 3. Охрана труда и противопожарная защита
- 3.1 Мероприятия по ТБ при эксплуатации электрооборудования
- 3.2 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ при эксплуатации электрооборудования
- 3.3 Заземление электроустановки
- 3.4 Противопожарные мероприятия при эксплуатации электроустановок
- 3.5 Ведомость противопожарного инвентаря
- 4 Технико-экономическая часть
- 4.1 Расчет эксплуатационных затрат
- 4.2 Расчет калькуляции себестоимости
- 4.3 Экономическое обоснование отпускной цены на электроэнергию и пути ее снижения
- Список использованных источников
- Введение
- Надежность электроснабжения и экономичность работы электрооборудования во многом определяются при выборе вида и мощности трансформаторной подстанции, а так же при применении современных и надежных систем защит трансформаторных подстанций. Последующая эксплуатация, возможность развития и увеличение надежности электроснабжения оценивают правильность выбора вида и мощности трансформаторной подстанции и правильность применения систем защит.
- В соответствии с 'Программой технического перевооружения электрических сетей РАО 'ЕЭС России' на 2001-- 2005 гг.'' для коренного обновления распределительных сетей 0,4--20 кВ (с учетом нарастания их износа) потребуется ежегодно вводить в действие около 120 тыс. км линий этих напряжений и реконструировать до 10 тыс. трансформаторных подстанций.
- В данном дипломном проекте рассматривается расчёт трансформаторной подстанции.
- Подстанция является составной частью заводского оборудования системы. Рассчитываемая подстанция питает структурные подразделения, у которых электрооборудование относится к 1 и 2 категории электроснабжения. Расчёт трансформаторной подстанции включает в себя такие вопросы как выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения, расчет электрических нагрузок, разработка подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания, выбор оборудования.
- Краткая характеристика предприятия.
- Общие сведения о заводе ' Пролетарий'
- 1. Местонахождение - г. Новороссийск, Сухумское шоссе, 60.
- 2. Форма собственности - частная.
- 3. Основной вид деятельности - производство и реализация цемента.
- 4. Производственная мощность - 2210 тыс. тонн в год
- 5. Способ производства цемента - мокрый
- 6. Привязка к источникам электроснабжения от ВЛ - 110 КВ 'Кирилловская - Пролетарий'; 'Пенайская - Пролетарий' - 110КВ.
- 7. Удельные нормы расхода электроэнергии на оду тонну цемента-132.5КВТ/час (поставщик Краснодарэнерго)
- 8. Цех упаковки и отгрузки цемента входит в состав основных производственных цехов завода.
После помола портландцемент направляют для хранения в цементные силосы, представляющие собой железобетонные башни цилиндрической формы. Силосы на заводе необходимы, чтобы предотвратить перерывы в производстве.
Цех упаковки и отгрузки цемента.
Отгрузка цемента потребителям на экспорт и внутренний рынок осуществляется в цехе упаковки и отгрузки цемента железной дорогой, морским и автомобильным транспортом.
Тарирование цемента (план - 650 тыс. тонн в год) производится карусельными упаковочными машинами в 50 кг. мешки и 1,5 тонные пакеты. Пакетоформирующие машины предназначены для формирования тарного цемента в штабеля. Транспортировка тарного цемента от карусельных упаковочных машин к пакетоформирующим осуществляется транспортерными лентами.
1 Общая часть
1.1 Характеристика потребителей электроснабжения
От проектируемой подстанции 10/0,4 кВ питаются:
- технологические линии тарирования цемента (1-4) (ЩСУ1-4)
- общие механизмы - (тельфер, лифт, аспирационные вентиляторы) (ЩСУ-5)
- зарядное устройство (ЩСУ-6)
- компрессорные установки,
- портальные загрузочные установки (ЩСУ-5)
- освещение (для освещения территории цеха, складов, гаража, погрузочно-разгрузочных площадок, железнодорожных путей применяют прожекторы типов ПЗО-45,ПЗС-35, с лампами накаливания мощностью соответственно 1000,500-300 и 150 Вт., ДРЛ (РЩ1, РЩ2).
Все электрооборудование цеха упаковки и отгрузки цемента относится к 1 и 2 категории электроснабжения.
К I категории относят электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса [ 1 ].
Во II категорию входят электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта [ 1 ].
1.2 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения
При составлении схемы электросети необходимо учитывать надежность электроснабжения, минимум затрат цветных металлов.
Радиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания отходят линии, питающие крупные электроприемники или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят самостоятельные линии, питающие прочие мелкие электроприемники [ 1 ].
Примерами радиальных схем являются сети насосных или компрессорных станций, сети взрыво и пожароопасных, и пыльных производств. Распределение энергии в них производится радиальными линиями oт распределительных пунктов, вынесенных в отдельные помещения. Радиальная схема применяется при крупном сосредоточении нагрузок.
Достоинство: высокая надежность электроснабжения, схемы более гибкие в отношение включения и отключения, отдельных электроприемников; отсутствие влияния повреждения в одном токоприемнике на все остальные, схема хорошо приспособлена к автоматизации.
Недостатки: дороже из-за большого использования пусковой и защитной аппаратуры и проводникового материала.
Магистральные схемы применяются при равномерном распределении потребителей по территории цеха и при питании электроприемников одной технологической линии [ 1 ].
Достоинство: возможность снизить капитальные затраты за счет уменьшения длины питающей линий; возможность снизить количество коммутирующих аппаратов; упрощенность строительной части подстанции.
Недостатки: малая надежность электроснабжения, повреждения магистрали ведет к отключению всех потребителей запитанных от нее.
Смешанная (комбинированная) схема сочетает в себе два типа схем: радиальную и магистральную.
В данном дипломном проекте предусматривается выбор наиболее целесообразного в технико-экономическом отношении типа подстанции и ее электроснабжение. При выборе схемы электроснабжения подстанции выбираем радиальную схему, так как эта схема обеспечивает по сравнению с магистральной большую надежность, хотя требует больших затрат на сооружение.
Рисунок 1. Схема подстанции 10/0,4кВ
Выбор этой схемы обусловлен и тем что при прекращении подачи электроэнергии потребителям первой и второй категории электроснабжения, имеющихся в схеме, потери из-за простоя будут стоить дороже, чем по сравнению с затратами на сооружение радиальной схемы.
На высокой стороне подстанции принимаем напряжение 10 кВ, так как по потерям мощности в линиях и трансформаторах оно более выгодно чем 6 кВ.
На низкой стороне подстанции принимаем напряжение 0,4 кВ, так как электроприёмники питающиеся от подстанции рассчитаны именно на это напряжение.
1.3 Ведомость потребителей электроэнергии
Таблица 1- Потребители электроэнергии цеха упаковки цемента
|
Наименование узлов питания и
групп электроприе-мников
|
Кол-во эл. приемников
n
|
Уст. мощность, приведенная к ПВ = 100% кВт
|
Коэффициент
сборки
|
Коэффиц. использования
Ки
|
|
|
|
|
1-го эл. приемника
|
общая
|
|
|
|
|
|
1 секция шин
ЩСУ1
ЩСУ2
РЩ-1
ЩСУ-5
|
1
1
1
2
|
250
250
200
105
|
250
250
200
210
|
|
0,60
0,60
0,50
0,20
|
0,7 /0,9
0,7/0,9
0,5 /6
0,2 /0, 5
|
|
|
Итого по 1с.
|
5
|
805
|
910
|
250/105=2,4
|
0,47
|
0,0,5/0,7
|
|
|
2 секция шин
ЩСУ3
ЩСУ4
ЩСУ6
РЩ2
|
1
1
1
1
|
270
270
50
335
|
270
270
50
335
|
|
0,60
0,60
0,70
0,50
|
0,7 /0,9
0,7/0,9 0,6/0,5 0,5/0,6
|
|
|
Итого по 2 с.
|
4
|
925
|
925
|
335/50=6,7
|
0,60
|
0,6/0,7
|
|
|
ИТОГО по подстанции:
|
9
|
1730
|
1835
|
585/155=3,8
|
0,53
|
0,6/0,7
|
|
|
При наличии нагрузок 1 и 2 категории необходимо питание подстанции от 2-х и более источников, поэтому осуществление питания производится не менее, чем от двух секций подстанции.
2 Расчет электрических нагрузок
Расчет ведется по наиболее загруженной секции шин, по второй секции.
Определяем общую установленную мощность Рном., кВт
, (1)
где nnp. - число электроприемников;
Рпр. номинальная мощность электроприемников, кВт [17].
Р2=270+270+50+335=925кВт
Определяем среднюю активную мощность за смену Рсм., кВт
, (2)
где Кu - коэффициент использования.
Pсm1=250х0,6+250х0,6+200х0,5+210х0,2=442кВт
Pcm2=270х0,6+270х0,6+50х0,7+335х0,5=526,5кВт
Pcm= 442+526,5=968,5 кВт
Определяем средний коэффициент использования Кu ср.
,(3)
Кuср1 = = 0,486
Кuср2 = = 0,569
Кuср== 0,527
Определяем коэффициент силовой сборки m.
, (4)
где Рн.max, Рн.min -соответственно, мощность максимального и минимального числа электроприемника группы, кВт.
m= = 6,7 6,7 > 3
Кuс р = 0,527 0,527 0,2
Если m > 3, Кu > 0,2, то эффективное число электроприемников nэф
определяется
, (5)
Для других случаев см. [ 1, с. 56, формулы 2.36 - 2.41 ]. По найденным величинам nэф, и Кuср. определяем коэффициент максимума Кmax по [ 1 , с.55, таблица 2.13 или рисунок 2.15 ].
nэф1 = 7
nэф2 = 6
nэф = 11
Определяем максимальную активную мощность нагрузки Рmax, кВт
, (6)
Pmax1 = 1, 87 442 = 826,5 кВт
Pmax2 = 1,88 526,5 = 988,9 кВт
Pmax = 1,51968 = 1462,4 кВт
Определяем среднюю реактивную мощность нагрузки за смену до компенсации Qcm квар
, (7)
где tgц -тангенс каждого электроприемника, определяемый по соответствующему cosц.
Qcm 1 = 1500,9 + 1500,9 + 100 0,6 + 42 0,5 = 351квар
Qcm2 =162 0,9 + 162 0,9 = 35 0,5 + 167,50,6 = 409 квар
Qcm = 351 + 409 = 760 квар
Определяем среднюю реактивную мощность нагрузки за смену после компенсации Qсм квар
, (8)
где Qст - стандартная мощность компенсирующего устройства, квар.
Qcm1=150 0,9 + 150 0,9 + 100 0,6 + 42 0,5 - 275 = 76 квар
Qcm2=162 0,9 + 162 0,9 = 35 0,5 + 167,5 0,6 - 300 = 109 квар
Qcm = 76 + 109 = 185 квар
Определяем реактивную максимальную мощность нагрузки Qmax квар
Qmax = 1,1 Qcm при , (9)
при , (10)
Qmax1 = 1,1 76 = 83,6 квар
Qmax2 = 1,1 109 = 119,9 квар
Qmax = 203 квар
Определяем максимальную полную мощность Smax, кВА
, (11)
Smax1=
Smax2 =
Smax =
Определяем максимальный ток Imax, А [17].
,(12)
где Uн - номинальное напряжение подстанции , кВ.
Imax1 =
Imax2 =
Imax =
Результаты расчетов сводим в таблицу 2 (см. стр. 17).
Таблица 2
|
Наименование узлов пит. и групп электроприемн.
|
Кол-во эл. прием.,
n
|
Уст.мощность, прив. к ПВ = 100% кВт
|
Коэффиц. использования
Ки
|
|
Q'см,
квар
|
Qсм,
квар
|
nэф
|
Kmax
|
Pmax,
кВт
|
Qmax,
квар
|
Smax,
кВА
|
Imax,
A
|
|
|
|
1 эл.пр.
|
общая
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 секция шин
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 1
|
1
|
250
|
250
|
0,60
|
0,7/0,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 2
|
1
|
250
|
250
|
0,60
|
0,7/0,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РЩ 1
|
1
|
200
|
200
|
0,50
|
0,5/6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 5
|
2
|
105
|
210
|
0,20
|
0,2/0,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по 1 с.
|
5
|
805
|
910
|
0,47
|
0,5/0,7
|
351
|
76
|
7
|
1,87
|
826,5
|
83,6
|
826,5
|
1195
|
|
|
2 секция шин
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 3
|
1
|
270
|
270
|
0,60
|
0,7/0,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 4
|
1
|
270
|
270
|
0,60
|
0,7/0,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЩСУ 6
|
1
|
50
|
50
|
0,70
|
0,6/0,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РЩ 2
|
1
|
335
|
335
|
0,50
|
0,5/0,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по 2 с.
|
4
|
925
|
925
|
0,60
|
0,6/0,7
|
409,6
|
109
|
6
|
1,88
|
988,9
|
119,9
|
988,9
|
1439
|
|
|
Всего:
|
9
|
1730
|
1835
|
0,53
|
0,6/0,7
|
760,6
|
185
|
11
|
1,51
|
1462
|
203
|
1462
|
2133
|
|
|
/
2.1 Компенсация реактивной мощности
Применение устройств, компенсирующих реактивную мощность, несколько удорожает эксплуатацию электрических установок. Кроме того, в них создаются некоторые дополнительные потери активной мощности, которые, однако, значительно меньше потерь активной мощности.
Повышение коэффициента мощности, или уменьшение потребления реактивной мощности элементами системы электроснабжения, снижает потери активной мощности и повышает напряжение. На тех участках, где потребление реактивной мощности элементами системы электроснабжения увеличивается, потери активной мощности тоже увеличиваются, а напряжение снижается. На тex участках, где потребление реактивной мощности уменьшается, увеличивается, кроме того, пропускная способность элементов системы электроснабжения, а при проектировании новых линий создается возможность применения проводов меньших сечений при передаче той же активной мощности.
Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:
- упорядочение технологическою процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности;
- переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;
- устранение режима работы асинхронных двигателей без нагрузки (холостого хода) путем установки ограничителей холостого хода;
- замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% oт их номинальной мощности;
- замена малозагруженных двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;
- замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображениям;
- применение синхронных двигателей для всех новых установок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим соображениям.
Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:
- установка статических конденсаторов;
- использование синхронных двигателей в качестве компенсаторов.
Мероприятия по повышению коэффициента мощности, допускаемые в виде исключения:
- использование имеющихся на предприятиях синхронных генераторов в качестве синхронных компенсаторов;
- синхронизация асинхронных двигателей, причем она допускается при нагрузке на валу не выше 70% от номинальной мощности и соответствующем технико-экономическом обосновании.
Мощность Qк компенсирующего устройства (квар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qм нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Qэ предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:
(12)
где ;
Рм -- мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимаемая по средней расчетной мощности Рсм наиболее загруженной смены, кВт;
tgцм-- фактический тангенс угла, соответствующий мощностям
нагрузки Рм, Qм;
tgцэ -- оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным
предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей нагрузки Рм, Qэ.
Определяем тангенс по секции до компенсации tg ц
,(13)
tgц1.1 = = 0,794
tgц1.2 = = 0,778
Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства Qk, квар
Q к = Рсм (tgц1- tgц2) (14)
Qк1 = 442(0,794 - 0,2) = 262,5
Qк2 = 526,5(0,778 - 0,2) = 304,3
где tg ц2 - тангенс по секции после компенсации, определяемый по
cosц =0,98; tg ц2 = 0,2.
Выбираем стандартную мощность компенсирующего устройства Qст [1,с.133-134 , таблицы 3.5, 3.6], [2, с.306, таблица 5.1], [ 3, с.382, таблица 6.21] из условия.
,
Qcm1 = 275 262,5
Qcm2 = 300 304,3.
Для первой секции выбираем установки :
УК4 - 0,38 - 100 УЗ; Qcт =100 квар.(2 шт.)
УКЗ - 0,38 - 75 УЗ; Qcт=75квар (1 шт.)
Для второй секции выбираем установки :
УК4 - 0,38 - 100 УЗ; Qcт =100 квар.(3шт)
Определяем величину разрядного сопротивления rразр., Ом
,(15)
где Uф - фазное напряжение, кВ.
2.2 Выбор типа, числа и мощности силового трансформатора
Силовые трансформаторы, установленные на подстанции, предназначены для преобразования электрической энергии в электрических сетях и установках одного напряжения в другое.
Наибольшее распространение получили трёхфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 - 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 - 25% меньше, чем в группе 3-х однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики. Надёжность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов. Так как трансформаторы являются системообразующими элементами и по своим техническим и конструктивным параметрам не подлежат частой замене, то есть аварийный выход из строя трансформатора ставит под угрозу нормальное функционирование объекта. Поэтому существует необходимость оценки принимаемого решения по выбору конкретного силового трансформатора.
Выбор трансформатора выполняется на расчётный период (пять лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию).
При наличии электроприемников I категории в любом случае должно быть не менее двух трансформаторов.
Определяем расчетную мощность наиболее загруженной секции Scm, кВА
, (16)
где Рсм - среднесменная активная мощность наиболее нагруженной секции кВт;
Qсм - среднесменная реактивная мощность наиболее нагруженной
секции кВт.
Определяем расчетную мощность силового трансформатора при
коэффициенте загрузки 70 - 80 % Sp, кВА
, (17)
где Sр - расчетная мощность наиболее загруженной секции, кВ А.
= 768,6 кВА
Определяем мощность силового трансформатора Sнт по [ 4, с.44 таблица 27.6], [ 3, с. 120, таблица 3.3, с. 124, таблица 3.4] из условия
,(18)
1000 кВА 768,6 кВА
ТМ3 1000/10 У1, Sнт=1000 кВт
Определяем активные потери мощности в трансформаторе ДР, кВт
,(19)
где Sнт - предварительная мощность трансформатора взята из каталога.
Определяем реактивные потери мощности в трансформаторе ДQ, квар
,(20)
Определяем полную расчетную мощность трансформатора с учетом потерь Sрп, кВА
,(21)
Определяем коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме
,(22)
,
,
Определяем расчетную мощность по подстанции с учетом потерь Sрп/ст , кВА
,(23)
Определяем аварийный коэффициент загрузки трансформатора для случая выхода из строя одного из них, Кза
,(24)
.
Окончательные данные трансформатора приводим в таблице 3.
Таблица 3- Основные характеристики трансформатора
|
Тип
|
Номинальная мощность
Sнт, кВА
|
Сочетание напряжений, кВ
|
Потери, кВт
|
Ток холостого хода
Ixx, %
|
Напряжение КЗ
Uкз, %
|
|
|
|
ВН
U1н
|
НН
U2н
|
ХХ
ДPx
|
КЗ
ДРкз
|
|
|
|
|
ТМЗ-1000/10/0,4
|
1000
|
10
|
0,4
|
2,45
|
11
|
1,4
|
5,5
|
|
|
2.3 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания на стороне высокого напряжения
Производим расчет токов КЗ в относительных единицах.
Составляем схему замещения (рисунок 1).
Sc =110мВА
X = 0,9
ААБ-10
S = (3Ч185) мм2
L = 1,0 км
r0 = 0,27 мОм/м
x0 = 0,08 мОм/м
Рисунок 1- Схема замещения
Если имеется система ограниченной мощности, то принимаем Sс = Sб=110 мВА
Для Sс = Sб принимаем Хс = Х*с =0,9.
За базисное напряжение Uб принимаем среднее номинальное напряжение в точке короткого замыкания U1ср.н. (Uб = U1ср.н. = 10,5кВ).
Расчет производим в отн. ед.
Определяем базисный ток Iб, кА
,(25)
Определяем активное и реактивное сопротивления линии r*д, х*д, отн. ед.
, (26)
, (27)
Определяем активное и реактивное эквивалентное сопротивление цепи КЗ r*экв, х*экв, отн.ед.
,(28)
,(29)
,
.
Определяем отношение сопротивлений х*экв /r*экв.
.
Если х*экв / r*экв > 3 , то активное сопротивление линии не учитывается.
При х*экв > 3 определяем ток КЗ по расчетным кривым
, (30)
, (31)
;
.
Определяем мощность КЗ SK, MBA
, (32)
.
Определяем ударный ток КЗ iy ,кА
, (33)
где Кy - ударный коэффициент по [1, с. 228, рисунок 6.2].
.
Производим расчет приведенного времени, необходимого для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую устойчивость токам КЗ.
Определяем коэффициент в'
,(34)
.
Определяем время отключения ступеней tоткл., с
,(35)
,(36)
,(37)
где t3 - время срабатывания защиты , с ; t 0,3 с ;
tВ - время срабатывания выключателя, с ; tB 0,1 с ;
Дt - ступень селективности срабатывания защиты, с ; Дt = 0,5 с.
;
;
.
Определяем периодическую составляющую приведенного времени каждой ступени по [I, с.244, рисунок 6.12].
,(38)
,(39)
,(40)
;
;
.
Определяем апериодическую составляющую приведенного времени tпа ,с
,(41)
.
Определяем приведенное время tпа, с, для трех ступеней селективности
,(42)
,(43)
,(44)
;
;
.
tпр3
tпр2
tпр1
Рисунок 2
Расчет токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения
Составляем схему замещения (рисунок 3)
Рисунок 3- Схема замещения
Исходные данные:
ТМ З - 1000/10
Sнт=1000 Квa,
Uкз=5,5 %,
?Ркз=11 кВт,
ха=0,05 мОм,
rа=0,1 мОм,
rk=15 мОм,
rд=0,1 мОм,
Sш=(120Ч10)мм2,
Iдоп=2070A,
rш0=0,035 мОм,
х ш0=0,113 мОм,
Lш=10 м 6/0,1
Определяем расчетный ток IР ,А
,(45)
где U2н - номинальное напряжение силового трансформатора со стороны низкого напряжения, кВ.
.
Выбираем вводной автоматический выключатель по [6, с.261-262, таблицы 3.62-3.63].
ВА-75-47, I н = 4000А.
Определяем активное и индуктивное сопротивление силового трансформатора сначала в относительных (r*тр, х*тр, о.ед.), затем в именованных единицах (rтр , xтр, мОм)
,(46)
,(47)
,(48)
,(49)
где ?Ркз - потери короткого замыкания в силовом трансформаторе, кВт
(см. таблица 3);
Uкз% - напряжение короткого замыкания силового трансформатора, %
,
,
,
.
Выбираем шины по [5, с. 130, таблица 5-6], определяем активное и индуктивное удельные сопротивления шины по [5, с.120, таблица 4-10] rшо, хшо, мОм .
АТ-(80Ч6); Iдоп.=1150А; rшо=0,074мОм/м; хшо=0,145мОм/м, S =(80Ч6) мм2, Iдоп=1150А
Определяем суммарное активное и реактивное сопротивление цепи короткого замыкания r? , x? мОм
,(50)
,(51)
где lш - длина шины, м ; ra , ха - активное и реактивное сопротивление вводного автоматического выключателя по [7, с.139, таблица 2.54] , мОм ;
rк , rд - сопротивление контактов и электрической дуги, мОм.
,
.
Определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания Z? , мОм
,(52)
.
Определяем ток короткого замыкания Iкз , кА
,(53)
где U2н - номинальное напряжение цепи короткого замыкания, В.
.
Определяем отношение х?/r? , по которому находим ударный коэффициент Ку по [1, с.228, рисунок 6.2].
,
.
Определяем ударный ток iy, кА
,(54)
.
Определяем мощность короткого замыкания Sкз, МВА
, (55)
.
2.4 Расчет и выбор силовой сети
Воздушные и кабельные линии на напряжение выше 1000 В и питающие линии на напряжение до 1000 В выбираются по экономической плотности тока, по напряжению, из условия нагрева по допустимым токовым нагрузкам, по потере напряжения. Кабели напряжением выше 1000 В проверяются еще и на термическую устойчивость токам КЗ.
Определяем максимальный ток наиболее нагруженной секции на высокой стороне подстанции Imax1 , А
,(56)
где УIл - расчетный ток отходящий линии, питающихся от шин подстанции со стороны высокого напряжения, А.
Определяем экономически целесообразное сечение питающей линии Sэк., мм2
,(57)
где jэк - нормированное значение экономической плотности тока,
определяемое по [1 ,с.85, таблица 2.26], А/мм2 .
Стандартное сечение кабеля выбираем с учетом напряжения линии из условия.
,(58)
.
где Uн - номинальное напряжение кабеля, кВ.
Выбираем кабель марки ААБ10-(3Ч185), Iдоп=345 А.
Выбранное сечение необходимо проверить из условия нагрева
,(59)
где Iдоп - допустимый ток кабеля или провода, А;
Iмах.пст - максимальный расчетный ток по подстанции, А.
.
Определяем максимальный расчетный ток по подстанции с учетом
высоковольтных двигателей и отходящих линий Imax.п/ст, А.
,(60)
, 345А 104А
Выбранное сечение провода или кабеля проверяется по потере
напряжения из условия
,(61)
8 0,547
где ДUдоп% - допустимое значение потери напряжения , % ; для
U1н = 6ч10 кВ
ДUдоп% = 6ч8%; для U1н = 0,4 кВ ДUдоп % = 5 %; при пуске наибольшего электроприемника при соs ц= 0,3 ДUдоп % = 10 ч15%;
ДUрасч% - расчетное значение потери напряжения, %.
Определяем расчетную потерю напряжения ДUрасч, %
,(62)
где L - длина питающей линии , км ;
U1н- номинальное напряжение линии, В ;
r0 , х0 - удельные активное и индуктивное сопротивления проводника линии по [2, с.511 - 513, таблицы П2.1, П2.2, П2.3 ], Ом/км;
соs ц, sin ц - коэффициенты активной и реактивной мощности.
Определяем коэффициенты активной и реактивной мощности cosц, sinц
,(63)
.
,(64)
.
Выбранное сечение кабеля проверяется на устойчивость токам короткого замыкания из условия
,(65)
где Sст, - площадь сечения выбранного кабеля, мм2 ;
Smin - минимальная площадь сечения мм2.
Определяем минимальную площадь Smin, мм2
,(66)
где It=? - расчетный ток короткого замыкания при t = ? , А ;
c - коэффициент, зависящий от материала проводника, для алюминия с = 85, tпр3 - приведенное время третьей ступени, с.
.
2.5 Выбор электрооборудования
2.5.1 Выбор оборудования высокой стороны подстанций
Выбор начинаем с высоковольтной ячейки КРУ К-ХХVI.
Технические данные ячейки приводим в таблице 4.
Таблица 4- Расчетные данные высоковольтной ячейки КРУ К-ХХVI.
|
Наименование параметра
|
Данные ячейки
|
Расчетные данные
|
|
|
Номинальное напряжение, кВ
|
10
|
10
|
|
|
Номинальный ток, А:
|
|
|
|
|
Сборных шин
|
2000
|
104
|
|
|
Шкафов
|
630
|
104
|
|
|
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий, мм2
|
4(3Ч240)
|
|
|
|
Номинальный ток отключения, кА
|
31,5
|
8
|
|
|
Электродинамическая стойкость, кА
|
81
|
15,5
|
|
|
Тип выключателя
|
ВМПЭ-10
|
ВМПЭ-10-630-20У3
|
|
|
Тип привода к выключателю
|
Встроенный электромагнитный или пружинный
|
|
|
|
Габариты шкафа, мм:
|
|
|
|
|
Ширина
|
900
|
|
|
|
Глубина
|
1650
|
|
|
|
Высота
|
2400
|
|
|
|
Ячейки КРУ выбираем по [3, с.512, таблица 9.5].
Выбор высоковольтного выключателя
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках и служит для отключения и включения цепи в любых режимах:
режим длительной нагрузки;
режим перегрузки;
режим короткого замыкания;
режим холостого хода;
режим несинхронной работы.
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на соответствующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, то есть быстрое включение сразу же после отключения;
- возможность по фазного управления для выключателей 110кВ и выше;
- лёгкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
При выборе выключателей необходимо учитывать 12 различных параметров. Но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
- напряжению эл. установки;
- длительному току;
- отключающей способности выключателя;
- электродинамической стойкости;
- термической стойкости.
Высоковольтный выключатель выбираем в соответствии с выбранной ячейкой по номинальному току и напряжению, роду установки (наружной или внутренней) и проверяем на термическую и динамическую устойчивость токам короткого замыкания, а так же на ток и мощность отключения.
Выключатели выбираем по [3, c.228, табл. 5.1] или [4, с. 166, табл. 31.1] ВМПЭ-10-630-20У3
Результаты проверки сводим в таблицу 5
Таблица 5- Расчетные данные выключателя
|
Расчетные данные
|
Параметры аппарата
|
|
|
Uуст. ном., кВ
|
10
|
Uном. , кВ
|
10
|
|
|
Imax, А
|
89
|
Iном. , А
|
630
|
|
|
Iу , кА
|
15,5
|
Imax , кА
|
52
|
|
|
I?2 tпр3, кА2 с
|
82 1,1 =70,4
|
It2 t ,кА2 с
|
202 8 = 3200
|
|
|
It=0 , кА
|
6,7
|
Iотк. , кА
|
20
|
|
|
Все параметры выключателя должны быть больше или равны соответствующим расчетным величинам.
Выбор изолятора
Изоляторы выбираем по напряжению, роду установки, допускаемой механической нагрузке. Проходные изоляторы дополнительно выбираем по номинальному току.
Изоляторы выбираем:
- опорные по [3, с.282, таблица 5.7];
- проходные по [3, с. 288 , таблица 5,8].
- опорные ИО-10-3,75У3; U=10 кВ; F=3750 кН
- проходные ИП-10/630-750-IУ; U=10 кВ; I=630 А; F=7500 Н
Выбираем изолятор по напряжению из условия;
,(67)
где Uиз. ном. - номинальное напряжение изолятора, кВ.
Напряжение изолятора может превышать напряжение установки на 10 - 15% [25].
По роду установки изоляторы подразделяются на изоляторы внутренней и наружной установки.
Выбираем внутренний род установки.
По допускаемой механической нагрузке изоляторы выбираются из условия.
,(68)
где Fрасч. - расчетная нагрузка на изолятор при трехфазном ударном токе, Н ;
Fразр. - минимальная разрушающая сила на изгиб, взятая по каталогу, Н.
Определяем силу, действующую на шину средней фазы , F(3), H
,(69)
где - расстояние между опорными изоляторами в пролете (ширина высоковольтной ячейки), м;
а - расстояние между рядами изоляторов, м; принимаем а = 0,13 ч 0,15м.
.
При проверке изоляторов на механическую прочность следует принимать:
- - для опорных изоляторов;(70)
- - для проходных изоляторов.(71)
,
.
По номинальному току проходные изоляторы выбираются из условия нагрева.
,(72)
где Iиз.ном. - номинальный ток изолятора, А.
630А 104А
Выбор трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения выбирается по роду установки (наружной или внутренней) , по мощности и номинальному напряжению и проверяется по классу точности.
Трансформаторы напряжения выбираем по [3, с.337, таблица 3.36].
НТМИ-10-66У3
Таблица 6- Расчетные данные трансформатора напряжения
|
Расчетные величины
|
Параметры аппарата
|
|
|
Uуст. ном., кВ
|
10
|
U1ном., кB
|
10
|
|
|
S2, BA
|
57
|
Sном., ВА
|
120
|
|
|
АВС
Рисунок 4- Схема трансформатора напряжения
Для проверки на класс точности необходимо учесть нагрузку, потребляемую всеми приборами, подключаемыми к трансформатору напряжения (таблица 7). При этой должно выполняться условие
,(73)
где - номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА;
S2 - суммарная мощность, потребляемая приборами, подключенными
ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, ВА
,(74)
где - суммарная активная и реактивная мощности приборов,
Вт, вар
.
,(75)
,(76)
где - мощность прибора, ВА;
cos ц, sin ц - коэффициенты активной и реактивной мощности приборов.
.
.
Приборы выбираем по [3, с.387, таблица 6,26].
Данные приборов заносим в таблицу 7
Таблица 7- Данные приборов
|
Наименование
прибора
|
Тип
|
Мощность, потребляемая одной катушкой, ВА
|
cos ц
|
Количество приборов
|
Суммарная потребляемая мощность
|
|
|
|
|
|
|
P, Вт
|
Q, вар
|
|
|
Вольтметр
|
Э350
|
3
|
0,8/0,6
|
3
|
7,2
|
5,4
|
|
|
Счетчик активной
энергии
|
СА4У-4672М
|
8
|
0,8/0,6
|
3
|
19,2
|
14,4
|
|
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР4У-4673М
|
8
|
0,8/0,6
|
3
|
19,2
|
14,4
|
|
|
Итого
|
45,6
|
34,2
|
|
|
Защита трансформатора напряжения осуществляется предохранителями напряжения ПКН-10.
Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по номинальному току и напряжению первичной и вторичной обмоток, по конструктивному исполнению и проверяются на класс точности.
Выбираем трансформаторы тока по [3, с.294, таблица 5.9].
ТПЛ - 10
Данные трансформаторов тока заносим в таблицу 8.
Параметры аппарата должны быть больше расчетных.
Таблица 8- Данные трансформатора тока
|
Расчетные данные
|
Параметры аппарата
|
|
|
U1н, кВ
|
10
|
Uн, кВ
|
10
|
|
|
Imax.п/ст., А
|
104
|
Iн1, А
|
150
|
|
|
iу, кA
|
15,5
|
Iд, кА
|
52
|
|
|
I?3 tпр2, А2 · с
|
82 · 0,735=47,04
|
It2 ·t, А2 · с
|
9,72 · 1=94,09
|
|
|
Обычно трансформаторы тока устанавливают на двух фазах. Выбираем трансформатор тока с двумя сердечниками для цепей измерительных приборов и цепей релейной защиты. Класс точности измерительных приборов - 0,5; приборов релейной зашиты - 3.
При проверке на класс точности определяют нагрузку вторичной обмотки трансформатора тока и сравнивают ее с допустимой нагрузкой трансформатора из условия
,(77)
где r0 - номинальная нагрузка трансформатора тока, Ом;
rрасч.- суммарное сопротивление цепи вторичной обмотки трансформатора тока, Ом
.
Параметры измерительных приборов приведены в таблице 9.
Таблица 9- Данные приборов
|
Наименование прибора
|
Тип
|
Нагрузка
фазы А, ВА
|
Нагрузка
фазы С, ВА
|
|
|
Амперметр
|
Э351
|
0,5
|
|
|
|
Счетчик активной энергии
|
СА4У-4672М
|
2,5
|
2,5
|
|
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР4У-4673М
|
2,5
|
2,5
|
|
|
Итого
|
|
5,5
|
5
|
|
|
Расчет ведем по наиболее нагруженной фазе по суммарной потребляемой приборами мощности.
Определяем суммарное сопротивление катушек приборов, включенных в фазу А rприб., Ом
,(78)
где Sприб. - суммарная мощность катушек приборов, ВА;
I2н - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А ;
I2н=5А.
.
Выбираем сечение контрольного кабеля для соединения трансформатора тока с измерительными приборами. Контрольный кабель принимаем с алюминиевыми жилами длиной = 8 ч 15м , площадью поперечного сечения S = 2,5 ч 4 мм2 .
= 8м, S = 4 мм2.
Определяем сопротивление кабеля rк, Ом
,(79)
где Ксх - коэффициент схемы, зависящий от количества трансформаторов и схемы их соединения по [1, с. 279, таблица 8.1]; для схемы соединения в неполную звезду Ксx=1;
j - проводимость материала контрольного кабеля м/(Ом · мм2) ; для
алюминия j = 32 м/(Oм · мм2).
.
Определяем расчетное сопротивление грасч, Ом
,(80)
где rкон - сопротивление переходных контактов, Ом; rкон. = 0,1 Ом.
.
Расчет шин
Сечение шины выбирается по длительно допустимому току из условия нагрева, проверяется на термическую и динамическую устойчивость при коротком замыкании.
Шину выбираем по [3, с 395, таблица 7 3] или по [5, о 130, таблица 5-6].
AТ - (30Ч4), Iдоп. =365 А
По длительно допустимому току шину выбираем из условия
,(81)
где Iдоп. - допустимый ток шины, А.
365А 104А
Производим проверку на термическую устойчивость из условия
S min S ct(82)
где S min - минимальная площадь сечения шины, выдерживающая расчетный ток короткого замыкания за соответствующее время его протекания, мм2,
S ct - стандартная площадь сечения шины, мм2
.
Определяем минимальную площадь сечения S min, мм2
,(83)
где с - коэффициент, зависящий от материала шины; для алюминиевых шин с = 88;
t пр2 - приведенное время второй ступени, с.
.
Производим проверку шины на динамическое действие токов короткого замыкания.
Определяем наибольшую электродинамическую силу, действующую на шину средней фазы при трехфазном КЗ F(3) по формуле (66)
.
Определяем наибольший изгибающий момент М, Нм
,(84)
.
Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной к направлению действия силы, W, м3
,(85)
где b - толщина шины, м;
h - ширина шины, м
h
Рисунок 5- Схема шины
Определяем расчетное напряжение в материале шины урасч., МПа
,(86)
.
Проверка на динамическое действие токов КЗ производиться из условия
,(87)
где удоп. - допустимое напряжение для материала шины; алюминия - 80МПа.
.
Выбор оборудования подстанции на стороне низкого напряжения
Определяем расчетный ток на каждое присоединение со стороны низкого напряжения:
- для вводной линии Iр , А - по формуле ( 54 ) ;
,
- для каждого присоединения по отходящим линиям I пр, А
,(88)
где соs ц - коэффициент мощности соответствующего присоединения;
ЩСУ 1 ;
ЩСУ 2 ;
ЩСУ 3
ЩСУ 4 ;
ЩСУ 5 ;
ЩСУ 6 ;
РЩ 1 ;
РЩ 2
- для межсекционной перемычки Ipc, A
,(89)
.
Выбираем панели по [4,с.160, табл. 30.16] и их параметры сводим в таблицу 10
Таблица 10- Параметры панелей
|
Тип панели
|
Номинальный ток панели, А
|
Расчетный ток присоединения, А
|
Тип коммутационных и защитных аппаратов
|
Количество панелей
|
Назначение панелей
|
|
|
ПАР 11-52522
|
2500
|
2023
|
Р-2515,ВА-75-47
|
2
|
вводная
|
|
|
ПАР 11-82535
|
1500
|
1445,1
|
Р-3545,ВА-53-43
|
1
|
секционная
|
|
|
ПАР 11-52507
|
600
|
520
|
Р20-39000,ВА-51-39
|
1
|
ЩСУ1
|
|
|
ПАР 11-52507
|
600
|
562
|
Р20-39000,ВА-51-39
|
1
|
ЩСУ4
|
|
|
ПАР 11-52514
|
800
|
750
|
РОШ-5-1000,ВА-55-41
|
1
|
ЩСУ5
|
|
|
ПАР 11-52507
|
600
|
562
|
Р20-39000,ВА-53-41
|
1
|
ЩСУ3
|
|
|
ПАР 11-52514
|
1000
|
957
|
РОШ-5-1000,ВА-53-41
|
1
|
РЩ 2
|
|
|
ПАР11 -52507
|
600
|
520
|
Р20-39000,ВА-51-39
|
1
|
ЩСУ 2
|
|
|
ПАР11-52506
|
250
|
125
|
Р20-37000,ВА-55-33
|
1
|
ЩСУ 6
|
|
|
ПАР11-52507
|
600
|
571
|
Р20-39000,ВА-51-39
|
1
|
РЩ1
|
|
|
Выбираем трансформаторы тока из условия нагрева на каждое
присоединение из условия
где I нт - номинальный ток трансформатора тока, А.
.
Данные трансформаторов тока сводим в таблицу 11.
Таблица 11- Данные трансформаторов тока
|
Наименование присоединения
|
Тип трансформатора
|
Номинальный ток трансформатора Iн, А
|
Расчетный ток присоединения Iр, А
|
Количество трансформаторов
|
|
|
Вводные
|
ТНШЛ-0,66
|
3000
|
2023
|
6
|
|
|
Секционные
|
ТНШЛ-0,66
|
1500
|
1445,1
|
3
|
|
|
ЩСУ 1
|
ТК-20
|
600
|
520
|
3
|
|
|
ЩСУ5
|
ТК-20
|
800
|
750
|
3
|
|
|
РЩ 2
|
ТК-20
|
1000
|
957
|
3
|
|
|
ЩСУ 4
|
ТК-20
|
600
|
562
|
3
|
|
|
ЩСУ3
|
ТК-20
|
600
|
562
|
3
|
|
|
ЩСУ 2
|
ТК-20
|
600
|
520
|
3
|
|
|
ЩСУ6
|
ТК-20
|
250
|
125
|
3
|
|
|
РЩ1
|
ТК-20
|
600
|
571
|
3
|
|
|
Выбираем кабели из условия нагрева и по напряжению
;
;
где Iдоп - допустимый ток кабеля, А; определяем по [2, с.5И, таблица П2.1], или по [3, с.400, таблица 7.10];
Uнк - номинальное напряжение кабеля, кВ.
.
.
Данные кабелей сводим в таблицу 12.
Таблица 12- Данные кабелей
|
Наименование присоединения
|
Марка кабеля и способ прокладки
|
Сечение кабеля, мм3
|
Расчетный ток присоединения,
А
|
Допустимый ток кабеля, А
|
|
|
ЩСУ1
|
ААБ-1
|
2 (3Ч185+1Ч95)
|
957
|
4Ч270=1080
|
|
|
РЩ 2
|
ААБ-1
|
4 (3Ч120+1Ч95)
|
520
|
2Ч345=690
|
|
|
ЩСУ5
|
ААБ-1
|
3 (3Ч120+1Ч95)
|
750
|
3Ч270=810
|
|
|
ЩСУ4
|
ААБ-1
|
2(3Ч185+1Ч95)
|
562
|
2Ч345=690
|
|
|
ЩСУ3
|
ААБ-1
|
2 (3Ч185+1Ч95)
|
562
|
2Ч345=690
|
|
|
ЩСУ 2
|
ААБ-1
|
2(3х185=1х95)
|
520
|
2х345=690
|
|
|
ЩСУ 6
|
ААБ-1
|
1 (3х95+1х70)
|
125
|
240
|
|
|
РЩ1
|
ААБ-1
|
3(3х120+1х95)
|
571
|
3х270=810
|
|
|
Выбираем автоматические выключатели по [6, с. 261-262, таблицы 3.62, 3 63] из условий типа ВА-51-37
где Iна - номинальный ток автомата, А;
Iнр - номинальный ток теплового расцепителя, А;
Iотс. - номинальный ток электромагнитного расцепителя (ток отсечки), А;
Iпик - пиковый ток присоединения, А.
Данные автоматов сводим в таблицу 13.
Таблица 13- Данные автоматов
|
Наименование присоединения
|
Тип автомата
|
Ip,А
|
1,25
IР, А
|
1,5
Iпик, А
|
Iна, A
|
Iнр, А
|
Iотс., А
|
|
|
Вводной
|
ВА-75-47
|
2023,1
|
2529
|
12138,6
|
4000
|
3200
|
16000
|
|
|
Секционный
|
ВА-53-43
|
1445,1
|
1806,4
|
8670,6
|
2500
|
2000
|
10000
|
|
|
ЩСУ1
|
ВА-51-41
|
520
|
650
|
4203
|
1000
|
800
|
4000
|
|
|
РЩ 2
|
ВА-55-41
|
957
|
1196,2
|
4855,2
|
1600
|
1280
|
6400
|
|
|
ЩСУ5
|
ВА-55-41
|
750
|
937,5
|
5898
|
1600
|
1280
|
6400
|
|
|
ЩСУ3
|
ВА-53-41
|
562
|
702,5
|
3059,4
|
1000
|
800
|
4000
|
|
|
ЩСУ 4
|
ВА-53-41
|
562
|
702,5
|
4200
|
1000
|
800
|
5600
|
|
|
ЩСУ 2
|
ВА-53-41
|
520
|
650
|
4200
|
1000
|
800
|
4000
|
|
|
ЩСУ 6
|
ВА-51-39
|
125
|
156,2
|
2947,8
|
630
|
630
|
150
|
|
|
РЩ 1
|
ВА-53-41
|
571
|
713,7
|
3059
|
1000
|
800
|
4000
|
|
|
2.6 Расчет и выбор релейной защиты трансформаторов
На трансформаторах, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов; многофазных КЗ в обмотках и на их выгодах; однофазных замыканиях на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сете с эффективно заземленной нейтралью; витковых замыканиях в обмотках; внешних КЗ; перегрузках; понижениях уровня масла.
Защита от повреждений и понижений уровня масла внутри баков маслонаполненных трансформаторов
Тип защиты - газовая, реагирующая на образование газов внутри трансформатора. Защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал (первая ступень) или на отключение (вторая ступень).
В соответствии с ПУЭ установка газовой защиты обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВА и более, а также для трансформаторов меньшей мощности при отсутствии быстродействующих защит (дифференциальной или максимальной со временем действия не более 0,5 - 1с).
Защита от токов коротких внешних замыканий
Защита предназначена для прекращения питания внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также служит резервом собственных защит трансформатора (дифференциальной, газовой и т.п.). На отдельных сторонах трансформатора могут устанавливаться комплекты защит от токов внешних КЗ, отключающие выключатели данной стороны. При наличии короткозамыкателей действие этой защиты, установленной со стороны ВН трансформатора, распространяется на включение короткозамыкателя. Комплекты защиты, как правило, выполняются с независимыми от тока выдержками времени, выбираемыми по ступенчатому принципу.
Для резервной защиты желательно использовать отдельные сердечники трансформаторов тока.
В качестве защиты от внешних КЗ (резервной) обычно используются токовые защиты, основные разновидности которых: максимальная токовая защита, трехфазная трехрелейная; двухфазная двухрелейная, двухфазная трехрелейная: максимальная токовая защита с пусковыми органами в исполнениях: с одним реле напряжения обратной последовательности и одним реле напряжения, включениями на междуфазное напряжение (комбинированный пуск); с тремя реле напряжения, включенными на междуфазные напряжения.
Различные исполнения защит применяются в зависимости от конфигурации сети, к которой подключены трансформатор, назначения, типа и мощности трансформатора, а также условий чувствительности. Ha понижающих трансформаторах, имеющих расщепленные обмотки НН, а также ответвления, на разные секции шин или работающих через сдвоенный реактор, на указанных ответвлениях, как правило, устанавливаются отдельные защиты трансформатора от внешних КЗ, осуществляющие одновременно защиту шин 0,4 кВ.
Первичный ток срабатывания токовых зашит трансформатора МТЗ от внешних КЗ
,(90)
где Iраб макс - наибольшее значение тока нагрузки трансформатора с учетом самозапуска, электродвигателей; Iраб макс = 1,4 Iн тр, где Iн тр - номинальный ток трансформатора; КОТС =1,2; КВ = 0,8; КЗАП =1,5 ч2,0.
Iраб макс= 1,4 160,7 = 224,98 А;
.
МT3 с комбинированным пуском по напряженно от внешних КЗ
,(91)
где КОТС =1,2;КВ = 0,8.
;
UC3 = (0,4ч0,5)·Uн тр ;
Uн тр - номинальное напряжение трансформатора; U2ср = 6 -12В.
UC3 = 0,5·115 = 57,5 В;
Выдержка времени: tC3 = tC3 MT3 ЛЭП 6 - 10 кВ (наибольш.) + Дt.
tC3 = 0,02ч0,06 с.
Проверяется:
,(92)
.
Для основной защиты КЧ 1,5 - 2, для резервной КЧ 1,2, при КЗ в конце зоны резервирования.
Защита трансформаторов от перегрузок
Защита, как правило, предусматривается с действием на сигнал с выдержкой времени и устанавливается: на двухобмоточных трансформаторах со стороны питания, для двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками 10 кВ на каждой расщепленной обмотке трансформатора.
Первичный ток срабатывания МТЗ от перегрузок
Ток определятся как
,(93)
где - КОТС = 1,05, КВ = 0,85 - коэффициент возврата.
Время срабатывания:tC3 = 0,02ч0,06 с.
Защита от многофазных замыканий
Для воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий 10 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при многофазных замыканиях в линии по возможности, осуществляющие резервное действие при КЗ на смежном участке, а также устройства защиты и сигнализации однофазных замыканий на землю.
Защита устанавливается на всех без исключения линиях 6-10 кВ и действует на отключение линий. Допускается несрабатывание защиты при КЗ за трансформаторами в случаях, когда для них предусмотрена отдельная защита.
Типы защит. Для реактированных линий - одноступенчатая МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении. Для нереактированных воздушных линий - двухфазная двухступенчатая МТЗ: первая ступень - одно или двухрелейная отсечка, а вторая - двух- или трехрелейная МT3 с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени.
Выбор варианта защиты определяется требованиями чувствительности. На длинных ВЛ может быть применена двухступенчатая дистанционная защита.
Для нереактированных КЛ - одно- или двухступенчатая (блок 'линия-трансформатор') МТЗ в двухфазном, двух- или трехрелейном исполнении. Для защиты нереактированных КЛ, прокладываемых в тоннелях или отходящих от шин п/ст с синхронными электродвигателями, когда МТЗ неприемлема по условиям термической стойкости кабелей или устойчивой работы синхронных двигателей, устанавливаются быстродействующие защиты: неселективная токовая отсечка в двухфазном, двухрелейном исполнении или продольная дифференциальная защита с проводным каналом связи типа ДЗЛ-2.
Расчетные уставки защиты
Ток срабатывания токовой отсечки линии, питающей трансформатор (трансформаторы) с высшим напряжением 10 кВ выбирается по условию несрабатывания защита при К3 на стороне низшего напряжения
,(95)
где КОТС - коэффициент отстройки (КОТС = 1,3-1,4); - наибольшее из значений токов в месте установки отсечки при трехфазных КЗ на стороне НН трансформаторов, получающих питание по данной линии.
Для магистральных линия, кроме вышеуказанного условия, должно выполняться условие отстройки от суммарного броска намагничивающих токов трансформаторов
,(96)
где КОТС = 3ч4 при выполнении отсечки с промежуточным реле, обеспечивающим замедление действия на время около 0,1 c; КОТС = 5ч6 при выполнении отсечки без замедления;
УIн тр - сумма номинальных токов трансформаторов, присоединенных к защищаемой линии.
.
Минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ в конце линии
,(97)
.
Ток срабатывания и чувствительность отсечки, защищающей ВЛ, определяются следующим образом
,(98)
,(99)
где Iк макс - наибольший, а Iк мин - наименьший ток в месте установки защиты при соответственно - трехфазном в конце и двухфазном КЗ в начале линии
КОТС = 1,2 - 1,3.
Ток срабатывания MTЗ линии блоков 'линия-трансформатор' выбирается из условия отстройки от максимального тока нагрузки
,(100)
где КОТС = 1,2 - 1,3; КВ - коэффициент возврата реле;
КСЗП - самозапуска, учитывающий возрастание тока нагрузки в послеаварийном режиме или после действия АВР за счет самозапуска электродвигателей, КСЗП = 1,5;
Iраб макс - наибольший ток нагрузки линии с учетом перегрузочной способности трансформаторов.
При наличии ускорения защиты должно дополнительно выполняться условие отстройки от броска токов намагничивания трансформаторов (см. выше расчет токовой отсечки).
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце линии и на выводах трансформаторов. Минимальное значение КЧ при отсутствии отдельных защит трансформаторов должно быть 2 при КЗ на выводах НН, а при наличии отдельных защит трансформаторов 1,5 при КЗ в конце линии и 1,2 при КЗ на выводах НН трансформаторов.
Ток срабатывания МТЗ линий, питающих РП, выбирается по условиям отстройки от наибольшего тока нагрузки (см. выше) и согласованию по чувствительности с предыдущими защитами по выражению
,(101)
где КНС - коэффициент надежного согласования (КНС = 1,2-1,3);
IC3 пред - наибольший из токов срабатывания предыдущих защит, обычно - токовых отсечек трансформаторов, присоединенных к РП;
Iраб макс - наибольший рабочий ток линии за вычетом тока линии, с которой производится согласование.
.
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце линии и должна быть не хуже КЧ = 1,5.
Выдержка времени МТЗ принимается на ступень Дt = 0,3-0,5 с больше времени срабатывания защит, с которыми производится согласование.
2.7 Автоматическое включение резерва
Устройства автоматического включения резерва (УАВР) предусматриваются на подстанциях, от раздельно работающих секций шин которых получают питание электроприемники I категории.
УАВР содержит пусковой орган, орган выдержки времени, орган контроля напряжения на резервном источнике питания, реле контроля напряжения на секции, потерявшей питание (при наличии на п/ст синхронных двигателей) и цепь однократности действия УАВР.
Расчет уставок АВР
Реле однократности включения
Выдержка времени промежуточного реле однократности включения tОВ от момента снятия напряжения с его обмотки до размыкания контакта должна с некоторый запасом превышать время включения tВКЛ выключателя резервного источника питания:
tОВ = tВКЛ + tЗАП,
где tЗАП - время запаса, принимаемое равным 0,3-0,5 с.
Пусковой орган минимального напряжения
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения Uср выбирается так, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижениях напряжения, вызванных КЗ или самозапуском электродвигателей:
,(102)
,(103)
где UОТС К - наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при трехфазном КЗ за реакторами и трансформаторами;
UЗАП - наименьшее напряжение при самозапуске электродвигателей;
KОТС = 1,25 - коэффициент отстройки;
KU - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
За расчетное Uсp принимается меньшее значение, полученное из последних формул. В большинстве случаев обоим условиям удовлетворяет напряжение срабатывания, равное Uсp = (0,25ч0,4)·Uн, где Uн - номинальное напряжение электроустановки.
Uсp = 0,25·· 115=28,75 В.
Выдержка времени пускового органа минимального напряжения tср АВР должна быть:
а) на ступень селективности больше выдержек времени защит, в зоне действия которых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже напряжения срабатывания реле минимального напряжения
tср АВР = t1 + Дt;(104)
tср АВР = t2 + Дt,(105)
где t1 - наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от шин высшего напряжения подстанций;
t2 - то же от шин низшего напряжения подстанции
б) согласована с другими устройствами, противоаварийной автоматики узла (АПВ, АВР, делительной автоматикой). Для устройства АВР1 с целью ожидания его срабатывания только после неуспешного действия АПВ первого цикла линии W1 (2)
tср АВР1 ? tC3 + t1АПВ + + tЗАП,(106)
где tC3 - время действия той ступени защиты линии W1 (2), которая надежно защищает всю линию;
- время действия защиты, ускоряемой после АПВ;
t1АПВ - уставка по времени первого цикла АПВ линии W1(W2);
tЗАП = 2,5-3,5 с.
Согласование дополнительно со вторым циклом двухкратного АЛВ дает значительное увеличение, tср АВР поэтому со вторым циклом АПВ можно не считаться.
Для устройства АВР2 с целью обеспечения его срабатывания только после неуспешного действия ABP1
tср АВР2 ? tср АВР1 + tЗАП, (107)
где tЗАП = 2 - 3 с.
Реле контроля наличия напряжения на резервном источнике питания
Напряжение срабатывания реле контроля определяется из условия отстойки от минимального рабочего напряжения
,(108)
где Uраб мин - минимальное рабочее напряжение;
КОТС - коэффициент отстройки КОТС = 1,2;
КВ - коэффициент возврата реле максимального напряжения, КВ =1,2.
2.7 Спецификация
Таблица 14- Спецификация
|
Наименование
|
Кол -во
|
Тип
|
Техническая характеристика
|
Примечание
|
|
|
Силовой трансформатор
|
2
|
ТМЗ -1000/10
|
Sнт=1000 ВА
|
|
|
|
Ячейка высоковольтная выкатного исполнения в том числе: -высоковольтный выключатель -трансформатор тока
|
5 5 5
|
К-XXVI ВМПЭ -10-630- -20-У3 ТПЛ -10
|
Uн=10 кВ Iн=2000A Iн=630 А Uн=10 кВ Iн=150А
|
|
|
|
То же, в том числе: Трансформатор напряжения Предохранитель
|
2 2 6
|
К-XXVI НТМИ -10 -66У3 ПКН 10
|
Uн=10 кВ Uн=10 кВ Sн=120 ВА Uн=10 кВ
|
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
2 2 2 6
|
ПАР11 -52522 Р2515 ВА75 -47 ТНШЛ -0,66
|
Iн=2500 А Iна=4000 А Iнр=3200 А Iотс=16000 А Iн=3000 А
|
Вводная
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
1 1 1 3
|
ПАР11 -82535 Р3545 ВА53 -43 ТНШЛ -0,66
|
Iн=1500 А Iна=2500 А Iнр=2000 А Iотс=10000 А Iн=1500 А
|
Секционная
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
5 5 5 15
|
ПАР11 -52507 Р20-39000 ВА51 -39 ТК -20
|
Iн=600 А Iна=630 А Iнр=630 А Iотс=6300 А Iн=600 А
|
Линейная
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
1 1 1 3
|
ПАР11 -52514 РОШ-5-1000 ВА55 -41 ТК -20
|
Iн=1000 А Iна=1600 А Iнр=1280 А Iотс=6400 А Iн=1000 А
|
Линейная
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
1 1 1 3
|
ПАР11 -52506 Р20-37000 ВА51 -35 ТК -20
|
Iн=250 А Iна=800 А Iнр=600 А Iотс=4000 А Iн=600 А
|
Линейная
|
|
|
Панель распределительная, в том числе: -рубильник -выключатель автоматический -трансформатор тока
|
1 1 1 3
|
ПАР11 -52514 РОШ-5-1000 ВА53 -41 ТК -20
|
Iн=1000 А Iна=1000 А Iнр=800 А Iотс=5600 А Iн=800 А
|
Линейная
|
|
|
Кабель алюминиевый, бумажная изоляция, алюминиевая оболочка, бронированный (3185)мм2, км
|
1,0
|
ААБ-10
|
Uн=10 кВ Iдоп=345А
|
|
|
|
То же (395+170)мм2, км
|
0,3
|
ААБ 1
|
Uн=0,4 кВ Iдоп=240 А
|
|
|
|
То же (3120+195)мм2,км
|
0,5
|
ААБ 1
|
Uн=0,4 кВ Iдоп=270 А
|
|
|
|
то же (3х185+1х95)км
|
0,6
|
ААБ 1
|
Uн=0,4 кВ Iдоп=345А
|
|
|
|
Шина алюминиевая твердая, сечением 304 мм2, км
|
40
|
АТ
|
Uн=10 кВ Iдоп=365 А
|
|
|
|
То же, сечением 12010 мм2, км
|
60
|
АТ
|
Uн=10 кВ Iдоп=2070 А
|
|
|
|
Батарея статических конденсаторов
|
5
|
УК4-0,38-100У3
|
Qст=100квар
|
|
|
|
Батарея статических конденсаторов
|
1
|
УК3-0,38-75У3
|
Qст=75квар
|
|
|
|
3 Охрана труда и противопожарная защита
3.1 Мероприятия по ТБ при эксплуатации электрооборудования
Эксплуатация электрооборудования подстанции включает в себя оперативное обслуживание и осмотр действующего электрооборудования.
Оперативное обслуживание электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры распределительных устройств подстанций, коммутационных аппаратов, силовых и измерительных трансформаторов, приборов защиты, автоматики, контроля и учета электроэнергии, а также оперативные переключения, обеспечивающие бесперебойное питание электроприемников.
Оперативное обслуживание электроустановок может осуществляться как одним лицом, так и бригадой из двух и более человек.
При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В старший в смене или одиночный дежурный должен иметь квалификационную группу не ниже IV , а в электроустановках напряжением до 1000 В - не ниже III.
При осмотре установки напряжением выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры распределительных устройств. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером. В случае необходимости работнику с квалификационной группой не ниже IV разрешается для осмотра вход в камеру при условии, что в проходах расстояние от пола до нижних фланцев изоляторов аппаратов, трансформаторов не менее 2 м, а до не огражденных товедущих частей - не менее, чем 2,75 м. при напряжении до 35 кВ. Присутствие второго лица необходимо для наблюдения за действиями человека, вошедшего в камеру РУ, предупреждения его об опасном приближении к токоведущим частям, а так же для оказания ему при необходимости первой помощи.
При обнаружении во время осмотра случайного замыкания какой-либо токоведущей части на землю запрещается до отключения поврежденного участка приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4-5 метров в закрытых РУ во избежание поражения шаговым напряжением.
Если окажется необходимым приблизиться к месту замыкания, то необходимо использовать защитные средства (диэлектрические боты или галоши).
Самостоятельное обслуживание электроустановок напряжение до 1000 В разрешается рабочим-электрикам, имеющим квалификационную группу не ниже III.
Дежурному электрику разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы щитков, пусковых устройств и т.п., соблюдая при этом особую осторожность.
Смена сгоревших вставок предохранителей должна выполняться при снятом напряжении. Но при невозможности снятия напряжения смену плавких вставок пробочных или трубчатых предохранителей допускается производить под напряжением при отключенной нагрузке.
В процессе эксплуатации электроустановок необходимо периодически производить их плановый ремонт, испытание изоляции электрических машин, аппаратов, кабелей, сетей внутреннего электроснабжения, а также наладку электроприводов, релейной защиты и т.п. Кроме того, возможны небольшие по объему работы по предупреждению и ликвидации аварий и мелких неполадок.
Согласно требованиям правил техники безопасности работы, производимые в действующих электроустановках, в отношении принятых мер безопасности разделяются на 4 категории:
1. работы, выполняемые при полном снятии напряжения;
2. работы, выполняемые при частичном снятии напряжения;
3. работы, выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей, находящихся под напряжением;
4. работы, выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.
До начала ремонтных или наладочных работ необходимо выполнить технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работающих.
3.2 Ведомость специального инвентаря и принадлежностей по ТБ при эксплуатации электрооборудования
Ведомость представлена в таблице 15
Таблица 15- Ведомость специального инвентаря по ТБ
|
Наименование средства защиты
|
Наименьшее допустимое количество
|
|
|
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В подстанций
|
|
|
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)
|
2 шт на каждое напряжение
|
|
|
Указатель напряжения
|
То же
|
|
|
Изолирующие клещи (при отсутствии универсальной штанги)
|
1 шт на 10 кВ при наличии предохранителей на это напряжение
|
|
|
Диэлектрические перчатки
|
Не менее 2 пар
|
|
|
Переносное заземление
|
Не менее 2 на каждое напряжение
|
|
|
Временные ограждения (щиты)
|
Не менее 2 шт
|
|
|
Переносные плакаты и знаки безопасности
|
По местным условиям
|
|
|
Шланговый противогаз
|
2 шт
|
|
|
Защитные очки
|
2 пары
|
|
|
Распределительные устройства до 1000 В
|
|
|
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)
|
По местным условиям
|
|
|
Указатель напряжения
|
2 шт
|
|
|
Изолирующие клещи
|
1 шт
|
|
|
Диэлектрические перчатки
|
2 пары
|
|
|
Диэлектрические галоши
|
2 пары
|
|
|
Изолирующая подставка или диэлектрический ковер
|
По местным условиям
|
|
|
Изолирующие накладки, временные ограждения, переносные плакаты и знаки безопасности
|
То же
|
|
|
Защитные очки
|
1 пара
|
|
|
Переносные заземления
|
По местным условиям
|
|
|
3.3 Заземление электроустановки
внутрицеховая электрический трансформаторная подстанция
Производим расчет заземляющего устройства из условия:
А B =15 5 (м)
Uлэп = 10 кВ
Lлэп (кл) = 1 км
Uн = 0, 4 кВ
с = 100 Ом м (каменная почва)
t = 0,7 м
Климатический район - IV
Вертикальный электрод - круглая сталь Lв = 3 м
Вид ЗУ - контурное
Горизонтальный электрод - полоса (404)
Определяем расчетное сопротивление одного вертикального электрода rb , Ом
rb= 0,3 p Kсез.в.,(109)
где Kсез.в - коэффициент сезонности по (11 , с. 85 , таблица 1.13.2)
Kсез.в = 1,3;
rb= 0,3 100 1,3 = 39 Ом.
Определяем предельное сопротивление совмещенного ЗУ:
,(110)
R c1?50/3,5 = 14,3
,(111)
,
где L кл - длина кабельной линии;
Требуемое по НН Rзу2 4 Ом на НН, принимается Rзу2 = 4 Ом (наименьшее из двух), но так как p > 100 Ом м, то для расчета принимается:
,(112)
Ом.
Определяем количество вертикальных электродов:
- без учета экранирования ( расчетное)
,(113)
.
Принимается Nв.р. = 10
- с учетом экранирования
,(114)
.
Принимается Nв.р. = 15
По таблице 1.13.5. в= F (тип ЗУ, вид заземления, a/L, Nв) = F( контурное, вертикальное, 2, 10) = 0,69
Размещаются ЗУ на плане (рисунок 13) и уточняются расстояния, наносятся на план. Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1м., то длина по периметру закладки равна:
Lп = (А+2) 2 + (В+2) 2,(115)
Lп = (5+2)2 + (15 + 2)2 = 48 м.
Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта. По углам устанавливают по одному вертикальному электроду, а оставшиеся между ними.
Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв = 16, тогда:
, (116)
,(117)
где aв- расстояние между электродами по ширине объекта, м.;
aA- расстояние между электродами по длине объекта, м.;
зв- количество электродов по ширине объекта, м.;
зA- количество электродов по длине объекта, м.;
,
N в = 16, Lв = 3 м , Lп = 48 м, Rзу = 4 Ом
Рисунок 13 Схема заземляющего контура подстанции
Для уточнения принимается среднее значение отношения:
,(118)
.
Тогда по таблице 1.13.5. уточняется коэффициент использования
зв= F(конт.; 1,0; 16) = 0,56,
зr = F(конт.; 1,0; 16) = 0,32.
Определяем уточненные значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов:
,(119)
По таблице 1.13.2. Kсез.г = F(IV) = 1,8
,(120)
.
Определяем фактическое сопротивление ЗУ:
,(121)
.
Rзу > Rзуф; 4 > 3,7
Следовательно, ЗУ эффективно.
3.4 Противопожарные мероприятия при эксплуатации электроустановок
Основными причинами возникновения пожаров в электроустановках являются нарушения инструкций и Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, а именно недопустимые опасные перегревы обмоток и магнитопроводов вследствие длительных перегрузок, которые могут привести к загоранию изоляции; перегрузки проводов и кабелей, длительная работа сетей в режиме КЗ вследствие несрабатывания защиты; перегрев контактов в соединении проводов и присоединениях их к зажимам электроприемников.
Учитывая факторы пожарной опасности электроустановок, ПУЭ и ПТЭ рекомендуют допустимые температуры нагрева частей электрических машин и аппаратов, проводников и контактов, масла в маслонаполненных аппаратах и других частей электрооборудования. Поэтому в процессе эксплуатации электроустановок необходимо контролировать температуру нагрева электрических машин, аппаратов, токоведущих проводов и контактов.
Температуру масла в силовых трансформаторах контролируют термометром, который постоянно опущен в футляре в верхней части бака. Согласно ПТЭ температура масла в баке трансформатора не должна превышать 95°С и не должна превышать температуру окружающего воздуха более чем на 60°С.
Маслонаполненные силовые трансформаторы, содержащие большое количество горючего минерального масла, представляют собой большую пожарную опасность в случае разрыва бака и вытекания горящего масла при аварии. Чтобы уменьшить опасность распространения пожара при такой аварии, при монтаже трансформатора сооружается под ним маслоприемная бетонированная яма, в которую спускается горящее масло. Яма покрывается специальной стальной решеткой, поверх которой насыпают слой гравия.
3.5 Ведомость противопожарного инвентаря
Ведомость противопожарного инвентаря представлена в таблице 16.
Таблица 16- Ведомость противопожарного инвентаря
|
Наименование средства пожаротушения
|
Количество, шт.
|
|
|
Углекислотный огнетушитель ручной ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8
|
2
|
|
|
Ящик с песком вместимостью 0,5 м3 и лопата
|
1
|
|
|
Войлок, кошма или асбест (1Ч 1, 2 Ч 1,5, 2 Ч 2 м2)
|
1
|
|
|
4 Технико-экономическая часть
4.1 Расчет эксплуатационных затрат
Определяем эксплуатационные затраты З экс, руб., формуле
З экс = Спот + А о + З п пер + З т рем, (122)
З экс = 705663,6+ 387286,1+300780 + 58092,9 = 1451822,6руб.
Величина годовых эксплуатационных расходов определяется следующими затратами:
-на потери в линиях и трансформаторах Спот, руб;
-на амортизацию А о, руб.;
-на содержание обслуживающего персонала З п перс, руб.;
-на текущий ремонт З т рем, руб.
Определяем стоимость электрических потерь в линиях и трансформаторах Спот, руб., по формуле
Спот = ДР Ф пол (б/r + в-2), (123)
где ДР - потери в линиях и трансформаторах, составляющие 5% от установленной мощности электрооборудования, кВт;
ДР= 1835Ч0,05 = 92кВт;
Ф пол - полный фонд рабочего времени электрического оборудования
в год, час; при непрерывном режиме работы 8760 часов;
б - плата за 1 кВт максимума нагрузки в год, руб. год;
б =157 руб. в год;
r - количество часов работы электрооборудования,
r = 8760Ч0, 98=8585 часов;
в - плата за 1 кВт ч потребляемой энергии, руб., в=1,0 8 руб./кВт ч
Спот = 92Ч8760(157/8585 +1,0 8-2) = 705663,6 руб.
Для определения величины амортизационных отчислений составляем смету стоимости электрооборудования (таблица 17)
Таблица 17- Смета стоимости электрооборудования
|
Наименование оборудования
|
Ед. изм.
|
Кол-во
|
Стоимость оборудования
|
|
|
|
|
Единицы
|
всего
|
|
|
|
|
Электрооборудование
|
Монтаж, 10%
|
Зарплата 8%
|
Электрооборудование
|
Монтаж, 10%
|
Зарплата, 8%
|
|
|
Трансформатор силовой ТМЗ1000/10
|
шт.
|
2
|
395000
|
39500
|
31600
|
790000
|
79000
|
63200
|
|
|
Ячейка высоковольтная
|
шт.
|
8
|
92000
|
9200
|
7360
|
736000
|
73600
|
58880
|
|
|
Панель распределительная
|
шт.
|
11
|
25000
|
2500
|
2000
|
275000
|
27500
|
22000
|
|
|
Кабель ААБ10-(3185+1х95)
|
км
|
1,6
|
623060
|
62306
|
49845
|
996896
|
99690
|
79752
|
|
|
То же, ААБ1 2(395+170)
|
км
|
0,3
|
406710
|
40671
|
32538
|
122013
|
12201
|
9761
|
|
|
То же, ААБ1 (3120+195
|
км
|
0,5
|
440950
|
44095
|
35276
|
220475
|
22047
|
17638
|
|
|
Шина АТ-(30х40)
|
м
|
40
|
150
|
15
|
12
|
6000
|
600
|
480
|
|
|
Шина АТ-(120х10)
|
м
|
60
|
450
|
45
|
36
|
27000
|
2700
|
2160
|
|
|
Батарея статических конденсаторов
|
шт.
|
6
|
9000
|
900
|
720
|
54000
|
5400
|
4320
|
|
|
Итого:
|
|
|
|
|
|
3227384
|
322738
|
258191
|
|
|
Транспортные расходы
|
%
|
12
|
|
|
|
387286
|
|
|
|
|
Складские расходы
|
%
|
8
|
|
|
|
258191
|
|
|
|
|
Всего
|
|
|
|
|
|
3872861
|
|
|
|
|
Определяем сумму амортизационных отчислений А о, руб. по формуле
А о = С см Ч Но,(124)
Где С см - стоимость оборудования по смете, руб.;
Но - норма амортизации; для подстанций Н о = 8-12% от стоимости всего оборудования.
А о = 3872861Ч0,1=387286,1 руб.
Расчет затрат на содержание обслуживающего персонала
В эту статью включаются фонд заработной платы обслуживающего персонала и отчисления единого социального налога.
Для расчета заработной платы необходимо составить баланс рабочего времени и рассчитать численность рабочего персонала.
Баланс рабочего времени представлен в таблице 18.
При составлении баланса рабочего времени одного рабочего принимаем следующие допущения:
- средняя продолжительность отпуска - 28 дней;
- невыход из-за болезни - 3% от номинального фонда рабочего времени;
Таблица 18-Баланс рабочего времени
|
№ п/п
|
Наименование показателя
|
Величина
|
|
|
|
дни
|
часы
|
|
|
1
|
Календарный фонд времени
|
365
|
8760
|
|
|
2
|
Нерабочие дни, всего: в том числе: - праздничные и выходные дни
|
115 115
|
2760 2760
|
|
|
3
|
Номинальный фонд рабочего времени
|
250
|
2000
|
|
|
4
|
Неиспользуемое время, всего в том числе: - основные и дополнительные отпуска - невыходы из-за болезни
|
35 28 7
|
280 224 56
|
|
|
6
|
Коэффициент списочного состава - Ксс
|
365/215
|
1,7,
|
|
|
7
|
Эффективный фонд рабочего времени
|
215
|
1720
|
|
|
8
|
Средняя продолжительность рабочего дня
|
|
8
|
|
|
Определяем численность рабочих ч р, чел, по формуле
Ч р = Ч яв Ч К сс, (125)
где Ч яв. - явочная численность рабочих, чел.
Ч р = 1Ч1,7 ? 2 чел
Расчет основной и дополнительной заработной платы приведен в таблице 19 .
Таблица 19- Расчет заработной платы
|
Наименование профессии
|
Разряд
|
Ко-ли-чество
|
Часовая тарифная став-ка
|
Эффективный фонд рабочего времени
|
Премия
|
Пря-мой ФЗП
|
Про-чие доп-латы
|
Осно-вной ФЗП
|
Дополнительный ФЗП
|
Всего ФЗП
|
|
|
|
|
|
|
%
|
сумма
|
|
|
|
|
|
|
|
Электрик
|
5
|
1
|
33
|
1720
|
80
|
45408
|
56760
|
2838
|
105006
|
10501
|
115507
|
|
|
Электрик
|
4
|
1
|
29
|
1720
|
80
|
39904
|
49880
|
2494
|
92278
|
9228
|
101506
|
|
|
Итого
|
|
|
|
|
|
85312
|
106640
|
5332
|
197284
|
19729
|
217013
|
|
|
Фонд заработной платы определяется по формуле
Тарифный фонд заработной платы определяется путем умножения часовой тарифной ставки, численности рабочих и эффективного фонда рабочего времени.
Размер премии в % по данным предприятия.
Сумма премии рассчитывается умножением основного ФЗП на % премии.
Прочие доплаты составляют 5% от прямого ФЗП.
Под основной заработной платой принято понимать выплаты за отработанное время,
Основной фонд заработной платы определяется как сумма тарифного ФЗП, премии и прочих доплат за отработанное время.
Дополнительная плата принимается в размере 10% от основной заработной платы.
Дополнительная заработная плата включает выплаты, за неотработанное время, оплата времени отпусков, оплата времени выполнения государственных и общественных обязанностей, оплата льготных часов подростков, оплата выходного пособия.
Начисление единого социального налога составляет 38,5% от основной и дополнительной заработной платы
Н= 0,385 ФЗП,
в том числе:
- фонд социального страхования 5.4%
- пенсионный фонд 28%
- фонд занятости 1.5%
- фонд обязательного медицинского страхования 3.6%
Определяем отчисления на социальный налог.
Н= 217015 0,385 = 83767 руб.
Затраты на содержание обслуживающего персонала определяются суммированием общего ФЗП и отчислений на социальные нужды
З п пер = ФЗП общ + Н,(126)
З п пер = 217013 + 83767 = 300780 руб.
Определяем затраты на текущий ремонт Зт рем, руб. по формуле
З т рем = А о Ч 0,15,(127)
З т рем = 387286,1 Ч 0,15 = 58092,9 руб.
4.2 Расчет калькуляции себестоимости
Калькуляция себестоимости электроэнергии производится по двухставочному тарифу:
-по заявленной мощности в часы максимума активной нагрузки;
- за потребляемую электроэнергию.
Тарифы на электрическую энергию для потребителей ОАО ' Кубаньэнергосбыт' на 2009 год приведены в таблице 20
Таблица 20- Тарифы на электрическую энергию
|
Энергосистема
|
Плата за 1 кВт максимальной нагрузки
|
Плата за 1 кВтЧч потребляемой энергии
|
|
|
Новороссийское предприятие ЭС
|
157
|
1,08
|
|
|
Основание: решение региональной энергетической комиссии-департамента цен и тарифов Краснодарского края от 28.11.08г.№54/2008-Э
Затраты на использование электроэнергии определяются по смете затрат (таблица 21 ).
Присоединенная мощность S , кВА , определяется как сумма мощностей силовых трансформаторов Sнт, кВА, по формуле
S = Р мах п/ст / соs ,(128)
S = 1462 ,4 / 0,6 = 2437,3 кВ А.
Таблица 21- Затраты на использование электроэнергии
|
Статьи затрат
|
Единица измерения
|
Количество
|
Цена за единицу, руб.
|
Сумма, руб.
|
|
|
Оплата энергосбыту за присоединенную мощность S
|
кВ А
|
2437,3
|
157
|
382656,1
|
|
|
Оплата энергосбыту за потребляемую электроэнергию Рэл
|
кВт
|
10248499
|
1,08
|
11068379
|
|
|
Эксплуатационные затраты
|
руб.
|
|
|
1451822,6
|
|
|
Итого
|
|
|
|
12902858
|
|
|
Потребляемая электроэнергия определяется по установленной мощности Рэл, кВт, по формуле
Р эл = Р мах п/ст Ф пол Кс, (129)
где Ксс - коэффициент спроса, Ксс = 0,8
Рэл = 1462,4Ч 8760 Ч 0,8 = 10248499 кВт.
Определяем проектную себестоимость 1кВтЧч электроэнергии Спр, руб./кВт Ч ч, по формуле
С пр = З эл / Рэл,(130)
Спр = 12902858/ 10248499 = 1,26руб./ кВт Ч ч.
4.3 Экономическое обоснование отпускной цены на электроэнергию и пути ее снижения
Для предприятия-потребителя отпускная цена на электроэнергию с данной подстанции будет равна стоимости присоединенной мощности и потребляемой электроэнергии плюс эксплуатационные затраты.
В современных условиях рыночной экономики наиболее важным критерием выживания предприятия является получение прибыли. Прибыль предприятия зависит от 2 показателей: цены на продукцию и затрат на ее производство. Под воздействием законов рыночного ценообразования в условиях свободной конкуренции цена на производство не может быть выше или ниже по желанию производителя, она выравнивается автоматически. Другое дело затраты на производство продукции, не последнюю роль в которых играют затраты на потребляемую энергию.
Таблица 22
Калькуляция себестоимости одного кВт/ч электроэнергии (руб.)
|
Показатели
|
Проект
|
Фактически
|
Отклонения
|
|
|
Себестоимость всего, в том числе:
|
1,26
|
1,29
|
-0,03
|
|
|
Эксплуатационные затраты:
|
1451822,6
|
1669986,4
|
-218163,8
|
|
|
потери в линиях и трансформаторах
|
705663,6
|
812563,1
|
-106899,5
|
|
|
амортизационные отчисления
|
387286,1
|
387286,1
|
0
|
|
|
содержание обслуживающего персонала
|
300780
|
300780
|
0
|
|
|
текущий ремонт
|
58092,9
|
169357,2
|
-111264,3
|
|
|
В качестве путей снижения себестоимости 1 кВт ч электроэнергии можно предложить использование более современного электрооборудования, которое будет менее энергоемким по сравнению со старым, а так же более рациональное использование уже имеющегося электрооборудования в рабочее время для избежания потерь электроэнергии. Поможет снизить себестоимость повышение квалификации работников, что повлечет более качественную эксплуатацию электрооборудования и снижение затрат на ремонт.
Заключение
В дипломном проекте на основании требований была разработана внутрицеховая трансформаторная подстанция 10/0,4кВ, расположенная на территории цеха упаковки и отгрузки цемента завода 'Пролетарий'.
В цехе упаковки и отгрузки цемента осуществляется отгрузка цемента потребителям на экспорт и внутренний рынок железной дорогой, морским и автомобильным транспортом.
Тарирование цемента (план-650 тыс.тонн в год) производится карусельными упаковочными машинами в 50 кг. мешки 1,5 тонные пакеты. Пакетоформирующие машины предназначены для формирования тарного цемента в штабеля. Транспортировка тарного цемента от карусельных упаковочных машин к пакетоформирующим осуществляется транспортерными лентами.
От проектируемой подстанции 10/0,4 кВ питаются:
- технологические линии тарирования цемента 1-4 (ЩСУ1-4)
- общие механизмы - (тельфер, лифт, аспирационные вентиляторы) (ЩСУ-5)
- зарядное устройство (ЩСУ-6)
- компрессорные установки, портальные загрузочные установки (ЩСУ-5)
- Освещение территории цеха, складов, гаража, погрузочно-разгрузочных площадок, железнодорожных путей система отопления бытового корпуса (РЩ-1,РЩ-2)
Все электрооборудование цеха упаковки и отгрузки цемента относится к 1 и 2 категории электроснабжения . . При выборе схемы электроснабжения подстанции выбираем радиальную схему, так как эта схема обеспечивает по сравнению с магистральной большую надежность, хотя требует больших затрат на сооружение.
Выбор схемы электроснабжения обусловлен и тем что при прекращении подачи электроэнергии потребителям первой и второй категории электроснабжения, имеющихся в схеме, потери из-за простоя будут стоить дороже, чем по сравнению с затратами на сооружение радиальной схемы.
На высокой стороне подстанции принимаем напряжение 10 кВ, так как по потерям мощности в линии и трансформаторах оно более экономичнее чем 6 кВ.
На низкой стороне подстанции принимаем напряжение 0,4 кВ, так как электроприёмники питающиеся от подстанции рассчитаны именно на это напряжение.
На основании проведённого расчёта электрических нагрузок были выбраны два силовых трансформатора ТМЗ-1000/10/0,4 кВА и компенсирующие устройства.
По результатам расчёта токов короткого замыкания по каталогам выбрано высоковольтное оборудование подстанции: ячейки КРУК-XХV1 высоковольтный выключатель (ВМПЭ-10-630 20УЗ), трансформаторы напряжения(НТМИ-10-66УЗ) и тока(ТПЛ-10-150/5 У3), приборы учёта и контроля.
Питающая линия выполнена кабелем марки ААБ (3х185+1х95), распределительная - шинами АТ-30х4 мм2.
Также выбрано оборудование на стороне низкого напряжения, которое представляет собой панели (вводная, секционная, линейная) укомплектованные коммутационными и защитными аппаратами, трансформаторами тока и измерительными приборами.
В схеме предусмотрена защита от многофазных замыканий в линии и защита от замыканий на землю, а также установлен секционный выключатель АВР для своевременного включения резервного питания при возникновении ненормальных режимов работы питающих линий.
В разделе безопасности жизнедеятельности освещены вопросы охраны труда на подстанции и меры безопасности при проведении работ в электроустановках. Произведен расчет заземления.
В экономической части дипломной работы были произведены расчёты эксплуатационных расходов: потери в линиях и трансформаторах, на амортизацию, на содержание обслуживающего персонала (заработная плата), проведение текущих ремонтов и себестоимости 1 кВт/ч электроэнергии.
В качестве путей снижения себестоимости электроэнергии можно предложить использование современного оборудования, которое будет менее энергоёмким по сравнению со старым, а так же более рациональное использование уже имеющегося оборудования в рабочее время во избежание потерь электроэнергии.
На снижение себестоимости повлияет повышение квалификации работников, что повлечёт за собой более качественную эксплуатацию оборудования и снижение затрат на ремонт.
Список использованных источников
1. Б.Ю.Липкин Электроснабжение предприятий и установок, -М.: Высшая школа, 1990
2. Л.Л.Коновалова Л.Д.Рожкова Электроснабжение промышленных предприятий и установок, -М.: Энергоатомиздат, 1989
3. Б.Н.Неклепаев Н.П.Крючков Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования , - М.: Энергоатомиздат, 1989
4. А.А.Федоров Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, том 2, - М.: Энергоатомиздат, 1987
5. А.А.Федоров Справочник по электроснабжению промышленных предприятий, -М.: Энергия, 1974
6. Ю. Г. Барыбин Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования,- М.: Энергоатомиздат, 1991
7. Ю. Г. Барыбин Справочник по проектированию электроснабжения, -М.: 1990
8. Правила устройства электроустановок, -С.- Пб.: Деан, 1999
9. Правила технической эксплуатации электроустановок - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003
10. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок - М. : Издательство НЦ ЭНАС,2002
11. В.П. Шеховцов Расчет и проектирование схем электроснабжение. Методическое пособие для курсового проектирования - М. : Форум-Инфра-М, 2003
12. О.И.Волков Экономика предприятия - М.: Инфра-М, 1998
13. Основы построения промышленных электрических сетей / Каялов Г. М., Каждан А. Э., Ковалев И. Н., Куренный Э. Г. Под общ. ред.. Г.М. Каялова. М.: Энергия, 1978. С. 156-257.
14. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122-87. М.: Энергоатомиздат, 1989. -56с.
15. Методические указания по основам построения промышленных электрических сетей/Сост.: А.Э. Каждан; Новочеркасск: НПИ, 1992. -28 с.
16. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985. -224 с.
17. Шидловский А. К., Вагин Г. Я., Куренный Э. Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1992. -224 с.
18. Федоров А. А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиз-дат,1987.-368 с.
19. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания к контрольным работам и курсовому проектированию. Новочеркасск: НГТУ,1993.-55с.
20. Методические указания к курсовому проекту по расчету релейной защиты элементов станций и подстанций энергетических систем /НПИ/ Новочеркасск, 1991. -44 с.
21. СНиП II-89-80 (1994) Генеральные планы промышленных предприятий
22. Волобринский С. Д., Каялов Г. М., Клейн П. Н., Мешель Б. С. Электрические нагрузки промышленных предприятий. Изд. 2-е, доп. Л.: Энергия, 1969. -304с.
23. Надежность систем электроснабжения / В. В. Зорин, В. В. Тисленко, Ф. Клеппель и др. Киев: Вища шк., 1984. -192 с.
24. Кужеков С. Л. Проектирование электрической части электростанций и подстанций: Учеб. пособие/ Новочерк. гос. техн. ун-т.- Новочеркасск: НГТУ, 1995.-140 с.
25. Кужеков С. Л. Выбор электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ электростанций и подстанций: Методические указания по курсовому и дипломному проектированию / НПИ. Новочеркасск, 1989.
26. Кужеков С. Л., Голоснов Б. Ф., Иванков Ю. И. Выбор токоведущих частей электростанций и подстанций: Методические указания по курсовому и дипломному проектированию / НПИ. Новочеркасск, 1989. Экономика и организация производства
27. Методические указания 'Организация и планирование электроснабжения промышленных предприятий'. Н.А. Пономарева и др., НПИ,2001г,30 с.
28. Нормативно-справочный материал к организационно - экономической части выпускной квалификационной работы / Сост.: Н. А. Пономарева, В.М.
29. ГОСТ 12.1.004-91 (1999) ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования. - 78 с.
30. ГОСТ 12.1.005-88 (1991) ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху санитарной зоны.
31. ГОСТ 12.1.009-76 (1999) ССБТ. Электробезопасность. Термины и определения.
32. ГОСТ 12.1.019-79 (1996) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. - 5 с.
33. СНиП 2.01.51-90 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.
34. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках:
35. Долин П.А. Справочник по технике безопасности М.: Энергоатомиздат, 1987. -823 с.
36. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, - М.; Энергоатомиздат, 1988.- 144с.
37. ГОСТ 21.104-79 СПДС. Спецификации.
38. ГОСТ 21.105-79 СПДС. Нанесение на чертежи размеров, надписей, технических требований и таблиц.
39. ГОСТ 2.319-81 (Ст. СЭВ 2824-80). Правила выполнения диаграмм. - М.: Изд-во стандартов, 1982.-10 с.
