Реферат: Электроснабжение завода 2

Министерство образования Российской Федерации

Дальневосточный государственный технический университет

(ДВПИ им. В.В. Куйбышева)

ИНСТИТУТ РАДИОЭЛЕКТРОНИКИ ИНФОРМАТИКИ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ

Кафедра электроэнергетики

Проектирование электроснабжения Машиностроительного ЗАВОДА

Владивосток

2007

Аннотация

В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения
машиностроительного завода. Определяются расчетные
электрические нагрузки цехов, проводится выбор схем внутреннего
и внешнего электроснабжения, рассчитываются токи короткого замыкания.

В экономической части проекта проводится расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия и технико-экономическое сравнение вариантов напряжения питания завода. В результате сравнения выбирается наиболее экономичное напряжение электроснабжения завода, по которому ведется дальнейший расчет: проводится выбор оборудования ГПП.

В специальной части проекта представляется Защита кабельных линий от коррозии.

В разделе «Охрана труда» предлагаются организационно-технические мероприятия по предотвращению поражения электрическим током в электроустановках до 1000В и рассчитывается заземление главной понизительной подстанции 110/10.

В разделе релейная защита представлена защита асинхронного двигателя.

Исходными данными для проектирования электроснабжения машиностроительного завода являются:

- генеральный план объема проектирования;

- установленная мощность по цехам, см. таблицу 1.1;

- характеристика источников питания;

- характеристика технологического процесса;

- характеристика режима работы проектируемого объекта;

- характеристика высоковольтных потребителей.

Таблица 1.1 Наименования и электрические нагрузки цехов

а) Синхронные двигатели СДН-14-44-10: Uн = 6кВ n= 600 об\мин, Рн = 630 кВт

Qн = 325 квар, К1=5,6 кВт, К2=4,06 кВт

Понижающие трансформаторы для подключения синхронных двигателей к сети 10кВ, типа ТМ-1000-10/6кВ

б) Индукционная тигельная печь для плавки чугуна марки ИАТ-6/1,6. Мощность печного трансформатора 1600МВА, Рн=1400кВт.

Место расположения объекта – Приморский край

Характеристики района по ветровой нагрузке согласно ПУЭ:

- по скоростным напорам ветра – IV;

- по толщине стенки гололеда – II;

- по пляске проводов – II;

- среднегодовая продолжительность гроз - от 10 до 20 часов.

На первом этапе проектирования дается развернутая характеристика машиностроительного завода с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов; состояния среды внутри помещений: сухая, влажная, сырая, жаркая, пыльная; классификация помещений по опасности поражения током: нормальные, повышенной опасности, особо опасные; категории помещений по СНиП П-90-81 и по ПУЭ.

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика сред и помещений

По справочной литературе /8/ выбираем типовые суточные графики нагрузок и годовые графики по продолжительности, характерные для предприятий машиностроительной промышленности. При выборе годовых графиков нагрузки учитываем сменность работы цехов и предприятия в целом. Суточный график нагрузок и годовой график нагрузок представлены на рисунках 1.1, 1.2.

Р
ис. 1.1 Суточный график нагрузки завода

Рис.1.2 Годовой график нагрузки по продолжительности

По годовому графику определяем время использования максимума нагрузки ТМ и время максимальных потерь м.

ч

где Wгод – годовое потребление электроэнергии;

Рmax – максимальная нагрузка, кВт.

Время максимальных потерь определяем, ч

1.2. Характеристика высоковольтных потребителей

Для компрессорной по таблице выбирается четыре синхронных двигателя типа

СДН-14-44-10 со следующими параметрами:

Uвн = 6 кВ;

Рн = 630 кВт;

Qном = 325 кВар;

n = 600 об/мин;

К1сд = 5,6 кВт;

К2сд = 4,06 кВт.

Для литейного цеха по таблице выбирается две сталеплавильные печи типа ДСП –6 со следующими параметрами:

Sн = 4000 кВА;

Uвн = 10 кВ;

cos = 0,84;

ДСП – это трехфазные электроприемники, работающие в повторно-кратковременном режиме с резкими колебаниями тока. Мощные ДСП являются причиной возникновения высших гармоник тока и напряжения и колебаний напряжения в системе электроснабжения предприятия, поэтому схема внутризаводской сети должна строится так, чтобы свести к минимуму неблагоприятные последствия, что достигается питанием ДСП от секций шин низкого напряжения ГПП. При наличии в цехе ДСП нельзя использовать в качестве компенсирующих устройств статические конденсаторы, на которые отрицательно влияют высшие гармоники.

Максимальная расчётная нагрузка определяется по формулам

Рмс = Рн  Кс

Qмс = Рмс  tg,

 = arccosj,

где Кс – коэффициент спроса;

Рн – установленная мощность;

Результаты расчёта предоставлены в таблице 2.1 для напряжения 0.4 и в таблице 2.2 для напряжения 10кВ.

Таблица 2.1 – Расчетные силовые нагрузки цехов Uн=0.4кВ

Таблица 2.2 – Расчетные силовые нагрузки Uн=10 кВ

2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов

2.2.1 Выбор нормируемой освещенности

Выбор типа источника света должен производиться с учетом световой отдачи, срока службы, спектральных и электрических характеристик. Для внутреннего и внешнего освещения возможно применение ламп накаливания, а также газоразрядных источников света, таких как ЛЛ, ДРЛ, МГЛ и другие.

При выборе типа источника света необходимо учитывать, что в низких помещениях (не выше 6 - 8 м) наиболее экономичны ОУ с ЛЛ, в помещениях высотой от 8 - 10 до 20 м наименьшие затраты имеют место для ОУ с ДРЛ.

Выбор системы освещения

При технической невозможности или нецелесообразности устройства местного освещения допускается использование системы общего освещения. Система общего освещения должна использоваться для помещений, в которых выполняются зрительные работы V - VIII разрядов. Общее освещение, в том числе и в системе комбинированного, выполняется равномерным распределением источников света. Локализованное освещение используется для освещения горизонтальных поверхностей, выполняется в помещениях относящихся к I, IIа, IIб, а также к IIв, IIг, III и IV разрядами зрительных работ. Во вспомогательных помещениях обычно применяется система общего освещения с равномерным распределением светильников.

Выбор уровня освещенности

Светотехнический выбор светильника

Одной из основных характеристик светильника является его светораспределение, которое характеризуется классами и видами кривых силы света (КСС).

Для освещения производственных предприятий в основном используются кривые К, Д, Г, Л. Чем выше помещение и чем выше нормируется освещенность, тем более концентрированными КСС должны обладать световые приборы.

Выбор светильников по конструктивному исполнению

Конструктивное исполнение светильников должно обеспечивать пожарную безопасность, взрывобезопасность при установке во взрывоопасных помещениях, электробезопасность, надежность, долговечность, стабильность характеристик в данных условиях среды, удобство обслуживания.

Размещение светильников общего освещения

Светильники должны быть размещены таким образом чтобы обеспечивать: безопасный и удобный доступ к светильникам для их обслуживания; создания нормируемой освещенности наиболее экономичным путем; соблюдение качества освещения; наименьшую протяженность и удобство монтажа групповых сетей; рекомендованную КСС, с учетом строительных параметров здания. Размещение светильников может быть комбинированным или локализованным.

Равномерность распределения освещенности по освещаемой горизонтальной поверхности зависит: от схемы расположения светильников, размещения их по длине и ширине помещения, расстояния крайних рядов светильников от стен или ряда колонн, его стоит принимать равным 0,3 – 0,5 от расстояния между рядами светильников.

2.2.3. Расчет параметров искусственного освещения

Светотехнический расчет осветительных установок выполняется по методу удельной мощности.

Порядок расчета следующий:

- по заданным строительным параметрам помещения: длине и ширине определяется стандартный строительный модуль (причем длина и ширина помещения должна быть кратна параметрам выбранного строительного модуля) и вычисляется площадь участка цеха и площадь нормированного освещения, а также общая площадь цеха.

- по заданной высоте производственного помещения определяется расчетная высота подвеса светильников по формуле:

, (2.3)

где h – высота помещения, м;

hc – высота свеса светильника от потолка для ламп ДРЛ - hc = 0,4 м; для люминесцентных ламп, прикрепленных к потолку - hc = 0 м;

hг – высота плоскости нормирования освещенности или высота рабочей

поверхности.

- Выбираются коэффициенты отражения согласно таблицы 4.16 /4/ : - потолка, - стен, - рабочей поверхности.

- Коэффициент запаса принимается в зависимости от технологического процесса данного цеха. Разряд зрительных работ выбирается по наименьшему размеру различения, а подразряд зрительных работ – по отражающим свойствам объекта и фона. Нормированную освещенность выбирается в зависимости от разряда зрительных работ, системы освещения и характеристик среды на основании норм СНиП 23-05-95.

- В зависимости от характеристики среды выбирается тип светильника и источника света с учетом степени защиты, а также кривые светораспределения (КСС) .

- Удельную мощность выбирается согласно таблицы по расчетной высоте подвеса светильников и кривым светораспределения КСС.

- Удельную расчетную мощность рассчитываем по формуле:

= , (2.4)

где Е - нормированная освещенность, лк, выбирается по таблице 4.1 /5/ ;

Кз зад - коэффициент запаса, принимается в соответствии с таблицей 4.4 /5/ ;

табл -условный КПД использования помещения , принимается по таблице 9.14 /4/,

равен 100%;

0 - удельная мощность, выбирается по таблице ;

Е - условная освещенность, принимается 100 лк;

Кз табл – условный коэффициент запаса, принимается 1,5;

зад - заданный КПД, принимается 0,65.

Формула принимает вид:

= (2.5.)

Если коэффициенты отражения ,, отличаются от табличных, то нужно изменить на 10% . Для грязных цехов: = 1,1; Для чистых цехов: /1,1

- Расчетная активная мощность освещения находится по удельной мощности (с учетом корректировки коэффициентов отражения) и общей площади цеха.

- Потери в ПРА равны для люминесцентных ламп со стартером зажигания – 20 %, для

ламп ДРЛ – 10 %;

- Считается суммарная расчетная активная мощность, которая складывается из расчетной активной мощности и потерь в ПРА ;

- Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, при этом

для люминесцентных ламп принимается , для ламп ДРЛ - .

Приводится пример расчета освещения для инструментального цеха.

Определяются для данного помещения строительные модули: 6 х 12;

Площадь участка цеха определяется по размеру модуля: АхВ;

АхВ = 6 х 12 = 72 м2;

Определяется площадь нормированного освещения цеха S = 72 = 72 м2;

Рассчитывается общую площадь цеха по формуле: F = L х В , м2;

где L – длина цеха, м;

В – ширина цеха, м;

F = 96 х 60 = 5760 м2;

По высоте помещения 7,2 м для ламп ДРЛ определяется расчетная высота по формуле:

= 8,4 - 0,3 - 0,8 = 6,1м.

Выбираются коэффициенты отражения по таблице 4.16 /4/ : =50%, =30%, =10%.

Коэффициент запаса принимается 1,5, разряд и подразряд зрительных работ – IIIа, нормированная освещенность - 300 лк .

Принимается КСС Г-2.

Выбирается удельная мощность = 4,2 Вт/м2 при расчетной высоте подвеса светильников = 6,1 м , площади нормированной освещенности S = 72м2 и КСС Г3.

Рассчитывается удельная расчетная мощность :

=

= = 19,38 Вт/м2

Т.к. коэффициенты отражения ,, не отличаются от табличных значений, то =

Считается расчетная активная мощность освещения цеха Ррасч : F

Ррасч = 19,38 х 5760 = 111628,8 Вт;

Считаются потери в ПРА : =

= = 11162,8 Вт

Считается суммарная расчетная активная мощность:

; (2.6)

122,8кВт.

Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, который для ламп ДРЛ равен 0,5

; (2.7)

.

Таблица 2.1 – Характеристика светильников и нормированные показатели для расчета осветительной нагрузки производственных помещений

Таблица 2.2 – Расчет нагрузок электрического освещения по цехам по методу удельной мощности

2.3 Расчет наружного освещения

2.3.1 Расчет охранного освещения точечным методом

Охранное освещение устанавливается по периметру охраняемой зоны. В качестве источника света используются только ламы накаливания. Питание производится по наиболее удобно расположенной ТП по воздушным линиям.

Расчет ведется точечным методом, определяется шаг расстановки светильников

Исходные данные для расчета:

1 светильники типа СПО-200

мощность лампы 200Вт

Ен=0.5лк в точке А нормируемая минимальная освещенность

высота светильников 6м

ширина охраняемой зоны 10м

коэффициент запаса Кз=1.3

Рис1 расположение светильников и контрольной точки

Расчет ведется исходя из формулы

относительная освещенность равна

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

По кривым относительной освещенности по полученному значению определяется

h/d=0.375, откуда d=6/0.375=16

Тогда шаг светильника

2.3.2 Расчет уличного освещения дорог точечным методом

Рис.2 расположение светильников и контрольной точки

Расчет ведется точечным методом

Исходные данные для расчета:

1 светильники типа РКУ 01-125 с лампами ДРЛ

2 мощность лампы 125Вт

3 Ен=2лк в точке А нормируемая минимальная освещенность в зависимости от интенсивности движения

4 высота светильников 8.5м

5 ширина дороги 6м

6 коэффициент запаса Кз=1.5

7 Световой поток Фл=5900 лм

Схема расположения светильников односторонняя. Питание производится по кабельным линиям от ТП которая не питает сеть охранного освещения.

Для определения относительной освещенности предварительно определяем

лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам определяется затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

Рассчитаем шаг светильника для дороги шириной 10м

Для определения относительной освещенности предварительно определяем

лк

Относительная освещенность в точке А создается одновременно двумя ближайшими светильниками

лк

По графикам условных изолюкс, по величинам определяется затем по полученному значению определяется отношение

Тогда шаг светильника

м

2.3.3. Расчет прожекторного освещения точечным методом

Расчет производится упрощенным методом по удельной мощности

Принимается что для площадок на которых не проводится никаких работ только общее наблюдение и различие крупных предметов Ен=2лк, разряд VIII

Руд - удельная мощность общего освещения, Вт\м2, при нормируемой освещенности

F – площадь площадки

Тип источника света – ДРЛ

Пример расчета для площадки возле гаража

Вт

Выбираем лампы ДРЛ 6250Вт и прожектор типа ПЗР-250

Для заводоуправления расчет аналогичен. Выбираем ПСМ-50-1 с лампами ДРЛ 4400Вт.

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Количество цеховых ТП влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 10 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так, при уменьшении числа ТП уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линии и потери электроэнергии и напряжения в сетях 10 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 10 кВ и затраты на сети напряжением 10 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью S можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:

SР / F, (3.1)

где SР - расчетная нагрузка цеха, кВ А;

F - площадь цеха, м2.

При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 к В А / м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 к В А включительно.

Выбор мощности трансформаторов производим исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке за максимально загруженную смену:

SНОМ,Т = SСР.М / ( N KЗ ), (3.2)

где N –число трансформаторов;

KЗ - коэффициент загрузки трансформатора.

Определяется удельная плотность нагрузки цехов

Sуд=, (3.1)

Таблица 3.1 Удельные нагрузки цехов

При плотности нагрузки до 0.2 кВ·А/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВ·А.

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов предполагается установка трансформаторов 1000 кВ·А.

Минимальное число трансформаторов одной мощности

, (3.2)

где РМ - суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы одной мощности, кВт;

Кз – коэффициент загрузки трансформаторов;

Sн.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.

N – добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов

, (3.3)

где m – дополнительное число трансформаторов, определяется по рисунку 4.7/6/.

Число трансформаторов мощностью 1000 кВ·А

Выбираем 11 трансформаторов.

На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 1000/10

Таблица 3.2 – Распределение нагрузки по ТП

3.2.1 Расчёт реактивной мощности, подлежащей компенсации на стороне низшего напряжения

Наибольшая реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы

, (3.4)

Для трансформаторов установленных на ТП 1:

Мощность БСК на ТП

(3.5)

где QмΣ – суммарная реактивная мощность цеховых ТП.

Мощность БСК, приходящаяся на один трансформатор

(3.6)

3.2.2 Определение центра электрических нагрузок

Расчёт производится по формулам

, (3.7)

, (3.8)

где xo, yo – координаты центра электрических нагрузок;

хI, yI координаты i-го цеха;

РМI – мощность i-го цеха.

Расчетные данные представлены в таблице 3.3

Таблица 3.3 – Определение цента электрических нагрузок

Координаты центра электрических нагрузок:

, м

, м.

3.2.3 Выбор местоположения ГПП

ГПП устанавливается в центр электрических нагрузок, так как уменьшается длина кабельных линий до наиболее мощных потребителей. В центре электрических нагрузок места недостаточно, поэтому переносим ГПП на свободное место. Расположение ГПП на территории завода показано на генплане.

3.2.4 Составление схемы электроснабжения предприятия

Электроснабжение предприятия осуществляется по двухступенчатой схеме питания. По категории надёжности, основную долю составляют потребители второй категории. На РП применяют одинарные, секционированные системы шин. В нормальном режиме секции сборных шин работают раздельно. В случае аварии нагрузка повреждённой магистрали переключается на другую секцию шин.

3.2.5 Уточнение реактивной мощности подлежащей компенсации

, (3.9)

где QМ(Тпi) – суммарная реактивная мощность ТП, квар;

NТР – число трансформаторов на ТП;

 - коэффициент, зависящий от схемы электроснабжения предприятия, способа питания ТП (магистральное или радиальное), от удаленности ТП от ГПП или РП.

1. Если ТП питается от ГПП по магистралям:

на магистрали 3 трансформатора, то

, (3.10)

2. Если Тп питается от РП без СД, то

, (3.11)

где Кр1 – коэффициент, зависящий от региона, Кр1 = 9 (для Дальнего Востока);

Если ТП питается от РП с СД, то =0

Расчёт приводится на примере ТП 1

Если Qнк2ТП i получается отрицательным числом, то принимаем Qнк2ТП i = 0.

Суммарная реактивная мощность НБК на напряжении 0.4 кВ

, (3.12)

Если QнкТП I получается больше чем QМ ТП I то за мощность QнкТП I принимается QМ ТП I.

Батареи конденсаторов ставятся на каждый трансформатор, т.е. каждая батарея выбирается по мощности

QнкТП i / NТП I

Результаты расчёта представлены в таблице 3.4

Таблица 3.4 – Реактивная мощность подлежащая компенсации

3.2.6 Выбор низковольтных БСК

Выбираются комплектные конденсаторные установки напряжением 0.38 кВ с автоматическим регулированием по напряжению.

Таблица 3.5 – Выбор БСК на 0.4 кВ

По таблице 4.16 выбираются трансформаторы типа ТМЗ-1000/10 В таблице 3.6 представлены технические данные трансформаторов.

Таблица 3.6 – Паспортные данные трансформаторов

Приведённые потери активной и реактивной мощности для режимов холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ) находится следующим образом

, (3.13)

, (3.14)

где КПП – количество активной мощности, необходимое для передачи 1 квар реактивной мощности через трансформатор. Для цеховых ТП КПП=0.07 кВт/квар;

QХХ, QКЗ – потери реактивной мощности в режимах ХХ и КЗ

, (3.15)

, (3.16)

Для трансформатора мощностью 1000 кВ·А

,

,

,

Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП приводится на примере ТП 1 с трансформаторами ТМЗ 1000/10

Полная фактическая мощность ТП

, (3.17)

,

Коэффициент загрузки трансформатора

,

(3.18)

Приведённые потери активной мощности на ТП

, (3.19)

Потери реактивной мощности на ТП

, (3.20)

(3.21)

Результаты расчёта представлены в таблице 3.8

Таблица 3.8 – Потери в трансформаторах на ТП

3.4. Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями

Синхронные двигатели используют в качестве источников реактивной мощности.

Определим коэффициент загрузки двигателя:

где Р1 – активная мощность одного двигателя

Рн - номинальная суммарная мощность двигателей в цехе;

Рн.СД = 500 кВт – номинальная мощность двигателя.

Qн.СД = 325 квар – номинальная реактивная мощность СД; К1 = 5,6 кВт, К2 = 4,06 кВт.

QСД = Кз* Qн.СД = 0,25*325 = 81,25 квар.

Определяем экономически целесообразную реактивную мощность, получаемую от СД.

где Звк – удельная стоимость одного квар реактивной мощности БСК;

Срп – стоимость 1кВт генерирующей мощности.

С’рп = 657,8 руб/мес.

Срп = 12*С’рп = 12*657,8 = 7893.6 руб.

где Ен = 0,12; ЕА1 = 0,075; Ет.р.1 = 0,008; ЕА2 = 0,063; Ет.р.2 = 0,01;

Qбат – номинальная мощность батареи, принимается ближайшей к Qн.СД

УК – 10 – 1 – У3: Qбат = 300 квар;

Кбат – стоимость батареи,

Кбат = 132,2 т. руб.;

Кяч – стоимость ячейки

Кяч = 264,6 т.руб

.

Руд = 0,003 кВт/квар – количество активной мощности на выработку 1 квар реактивной мощности

Так как QСД Э < QСД (29,01<192.75), то принимаем QСД = QСД Э =192.75квар.

4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок

Картограмма электрических нагрузок представляет собой круговую диаграмму, площадью которой является мощность, а сектора показываю соотношение нагрузок: силовая 0.4кВ, силовая 10 кВ и осветительная нагрузка. Картограмма даёт представление о распределении нагрузок цехов по территории предприятия. Считается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха Рi в выбранном масштабе площади круга

Рi=π·ri2·m, (4.1)

где m – масштабный коэффициент, равный 4 кВт/м2;

Pi – расчётная мощность цеха, равная сумме силовой на 0.4 и 10 кВ и осветительной нагрузок;

ri – радиус круга, м.

Радиус окружности:

, (4.2)

Далее производится определение угла α, показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха

, (4.3)

где РJ – высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка, кВт;

Рi - суммарная нагрузка цеха, кВт.

Углы секторов считаются в градусах, а радиусы картограмм в м.

Результаты расчёта представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Данные для построения картограмм электрических нагрузок

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

В настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности QЭ1, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства.

Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов на ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей и минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. Для установки на ГПП принимаем к установке два трансформатора, учитывая наличие потребителей II категорий надежности.

На ГПП устанавливаем два трансформатора, т.к. на заводе есть потребители первой и второй категории. Расчёт трансформаторов ведём для двух напряжений 35 кВ и 110 кВ.

Выбор трансформаторов на ГПП по коэффициенту загрузки

(5.1)

где Рм - суммарная активная расчетная мощность завода

Рм = КРМ •[(Рм ТПi + РТР) +  Рм В/Н] (5.2)

Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок;

Рм = 0,9•[(8773.7+97.8) + 8610] = 16594.35 кВт

Оптимальная реактивная мощность, получаемая от энергосистемы в период максимума нагрузок QЭ1, определяется двумя способами.

Первый способ:

QЭ1=α·РМΣ, (5.3)

где α = 0.2 для U=35 кВ; QЭ1=0.2·16594.35 =3318.9, квар

α = 0.25 для U=110 кВ; QЭ1=0.25·16594.35 =4148.6, квар

Основную долю потребителей составляет II категория, поэтому на ГПП устанавливаются два масляных трансформатора.

Полная расчётная мощность завода

, (5.4)

где Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок, КРМ=0.850.95, по /12/;

Для U=35 кВ

Для U=110 кВ ,

Так как на ГПП установлено два трансформатора то мощность каждого из них

SНТР, (5.5)

где 0.75 – принимаемый коэффициент загрузки

Для U=35 кВ SНТР,

Для U=110 кВ SНТР,

Принимается мощность трансформаторов на ГПП 2 трансформатора 10000 кВ·А.

Необходимо проверить возможность аварийной ситуации (отключение одного из трансформаторов) без отключения потребителей I и II-ой категории.

По таблице принимаются к установке трансформаторы ТДН-10000/35 и

ТДН-10000/110. Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Технические данные трансформаторов на ГПП

5.2 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в Р3 п. 3.4 по формулам 3.13 – 3.20.

КПП для заводских подстанций принимается равным 0.05

кВт,

, кВт

, кВт

, кВт

Коэффициент загрузки трансформаторов

,

Приведенные потери активной мощности в трансформаторах

Потери реактивной мощности в трансформаторах

Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле

(5.7)

где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов.

МВт·ч/год

МВт·ч/год

Результаты расчёта сведены в таблицу 5.3

Таблица 5.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах на ГПП

При выборе рационального напряжения питающих ЛЭП решаются вопросы технико-экономического характера. Здесь можно выделить два варианта:

– предприятие получает питание со средних шин районной подстанции напряжением 35 кВ. В этом случае устанавливается сравнительно недорогое оборудование на ГПП, но предлагаются больше потери электроэнергии в линиях;

– предприятие получает питание на напряжении Uн=110 кВ от шин первичного напряжения районной подстанции. В этом случае достаточно большие капитальные вложения на оборудование ГПП, но достаточно малые потери электроэнергии в линиях.

6.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП

Экономическое сечение проводов линий электропередач вычисляется по формуле

(6.1)

где JЭ – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от величины по таблице 1.3.36 /1/ равной 1.4 А/мм;

– максимальный ток в линии.

Максимальный ток в линии

(6.2)

где S’МЗАВ – мощность завода, с учётом потерь в трансформаторах на ГПП

, (6.3)

Вариант 1 U = 35 кВ

, кВ·А

, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП на железобетонных опорах сечением провода

S = 70 мм, А, по /2/.

Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току

(6.4)

где КПЕР – коэффициент перегрузки, принимается равным 1.3

А А

Условие выполняется.

Стоимость сооружения воздушных линий – 12,5 тыс. руб/ км по таблице 2-7 /10 /, опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.

Вариант 2 U = 110 кВ

, кВ·А

, А

мм

Принимается 2-х-цепная ЛЭП сечением 70 мм, IДОП=265 А на железобетонных опорах по /2/.

Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току в аварийном режиме

А А

Условие выполняется.

Стоимость сооружения воздушных линий 13,5 тыс. руб/ км ( см. таблицу 2-9 /10/ ), опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.

6.2 Определение потерь энергии в ЛЭП

Потери энергии в линиях электропередач

(6.5)

где n – число линий;

– потери мощности на одну цепь, принимаются для U = 35 кВ по таблице П.4.3 /2/ равными кВт/км, для U = 110 кВ равными кВт/км;

– длина линии;

– время максимальных потерь;

– коэффициент загрузки линии

( 6.6)

Вариант 1 U = 35 кВ

,

, МВт·ч

Вариант 2 U = 110 кВ

,

, МВт·ч

Капитальные затраты на основное оборудование ГПП и строительство ЛЭП берутся по /2/ и приводятся к ценам 2007 года.

Стоимость с учетом удорожания

КОБ=КОБ89г·КУД, (6.7)

где КОБ89г – цены на оборудование в 1989г.;

КУД – коэффициент удорожания на 2007г.

В экономических расчётах для сравнения двух вариантов используется метод срока окупаемости. Так же можно выбирать наиболее экономичный вариант по минимуму приведенных затрат

(6.8)

где К– единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;

ЕН– нормативный коэффициент экономической эффективности, ЕН=0.12;

сЭ– суммарные ежегодные эксплуатационные расходы.

Единовременные капитальные вложения

К=КΣОБ+КЛЭП (6.9)

где КΣОБ – суммарные затраты на оборудование;

КЛЭП – капитальные затраты на ЛЭП.

Суммарные затраты на оборудование

КΣОБ=КВ+КТР+КР+КО+Кк+КОПН, (6.10)

где КВ – стоимость головных выключателей на районной подстанции;

КТР – капитальные затраты на трансформаторы;

КР – капитальные затраты на разъединители;

КО – капитальные затраты на отделители;

КК – капитальные затраты на короткозамыкатели;

КОПН – капитальные затраты на ОПН;

Капитальные затраты на ЛЭП

КЛЭП=К’УД·L, (6.11)

где L– длина линии, км.;

К’УД– удельная стоимость 1 км линии, по таблицам 10.14-10.15 /2/,

Годовые эксплуатационные расходы

сЭ=сЭΣ+сW, (6.12)

где сЭΣ – суммарные ежегодные эксплуатационные расходы;

сW – суммарная стоимость потерь электроэнергии.

Величина сЭΣ определяется по формуле

сЭΣ=сЭ.ОБ+сЭ.ЛЭП, (6.13)

где сЭ.ОБ – эксплуатационные расходы на оборудование;

сЭ.ЛЭП – эксплуатационные расходы на ЛЭП.

Величина сW определяется по формуле

сW= сWТР+ сW.ЛЭП, (6.14)

где сWТР – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ГПП;

сW.ЛЭП – стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

сWТР=WА.ТР·с, (6.15)

где WА.ТР – потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, смотри Р5 п.5.3;

с– удельная стоимость ежегодных потерь электроэнергии

с=со+, (6.16)

Таблица 6.1 Удельная стоимость электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП определяется по формуле

сW.ЛЭП=WЛЭП·с, (6.17)

где WЛЭП – потери электроэнергии в ЛЭП,

Эксплуатационные расходы на оборудование вычисляется по формуле

сЭ.ОБ=сА.ОБ+сТ.Р.ОБ, (6.18)

где сА.ОБ – отчисление на амортизацию;

сТ.Р.ОБ – отчисление на текущий ремонт оборудования.

Отчисления на амортизацию

сА.ОБ=КΣОБ·ЕАОБ, (6.19)

где ЕАОБ – коэффициент отчислений на амортизацию, ЕАОБ=0.063, принимается по /12/.

Отчисления на текущий ремонт

сТ.Р.ОБ= КΣОБ·ЕТ.Р.ОБ., (6.20)

где ЕТ.РОБ. – коэффициент отчислений на текущий ремонт, ЕТ.Р.ОБ.=0.01 принимается по /12/.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП рассчитываются аналогично по формулам 6.18, 6.19 и 6.20 только ЕТ.Р.ЛЭП=0.004, ЕАЛЭП=0.028.

Пример расчета приводится для Варианта № 1, U = 35 кВ.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

сWТР=2.0247*384394.0666/1000=724.475, тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП

сW.ЛЭП=2.0247*5689.22=10722.586, тыс. руб.

Суммарная стоимость потерь электроэнергии

сW=724.475+10722.586=11447.06, тыс. руб.

Таблица 6.2 – Суммарные капитальные затраты на оборудование ГПП и на ЛЭП

Отчисления на амортизацию оборудования

сА.ОБ=6537.6·0.063=411.89, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт

сТ.Р.ОБ= 6537.6·0.01=65.37, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на оборудование

сЭ.ОБ=411.89+65.37=477.26, тыс. руб.

Отчисления на амортизацию ЛЭП

сА.ЛЭП=21120·0.028=591.36, тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт ЛЭП

сТ.Р.ЛЭП= 21120·0.004=84.48, тыс. руб.

Эксплуатационные расходы на ЛЭП

сЭЛЭП =591.36+84.48=675.84, тыс. руб.

Издержки на эксплуатацию

сЭΣ=477.26+675.84=1153.1, тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы

сЭ=11447.06+2694.846=14141.906, тыс. руб.

По 6.8 определяется минимум приведённых затрат

З=27657.6·0.12+14141.906=17460.818, тыс. руб.

Для напряжения 110 кВ расчёт аналогичен, результаты расчётов представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Технико-экономическое сравнение вариантов

По результатам расчёта видно, что вариант №2 более экономичный.

Предприятие питается от районной подстанции на напряжении 110 кВ

Высоковольтные батареи статических конденсаторов устанавливаются на шинах ГПП и РП, за исключением РП к которым подключены СД. БСК служат для снижения реактивной нагрузки предприятия, отсюда повышение коэффициента мощности и снижение потерь в кабельных линиях.

Суммарную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяем из условия баланса реактивной мощности

, (7.1)

где – суммарная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП, она суммируется из нагрузки 0.4 и 10 кВ;

– потери реактивной мощности в трансформаторах на ГПП;

– реактивная мощность, получаемая от энергосистемы;

QСДЭ – экономически целесообразная мощность получаемая от СД.

Не скомпенсированная реактивная нагрузка на шинах РП определяется с учетом компенсации на стороне 0.4 кВ, потерь в трансформаторах и реактивной мощности высоковольтных электроприемников:

, (7.2)

где – нагрузка высоковольтных ЭП на РП;

– фактическая реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ТП;

Определяется реактивная нагрузка на шинах РП1:

QРП2 = 0+1190.58=1190.58, квар

На РП2 устанавливаются УКЛ-10,5-1000 У1по таблице 2.192 /3/ ;

На РП3 устанавливаются 3 х УКЛ-10,5-1600 У1

На РП4 устанавливаются 2 х УКЛ-10,5-1600 У1

Результаты сведены в таблицу 7.1

Таблица 7.1- Выбор типа высоковольтных БСК

Установка БСК 3*УК-10,5-1600У1

8. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения

Распределение сети на территории промышленного предприятия выполняется воздушными и кабельными линиями и токопроводами. Воздушные линии позволяют экономично передавать и распределять электроэнергию. Однако, сложность прокладки линий по территории промышленного предприятия ограничивает область их применения. Кабельные линии более универсальны, так как могут прокладываться в траншеях, туннелях, блоках, открыто по стенам или под перекрытиями зданий.

РП размещают в цехах, где располагается высоковольтная нагрузка. За счёт этого достигается уменьшение длины кабельных линий, а, следовательно потерь и осуществляется максимальное приближение потребителей к источнику питания. Резко переменные нагрузки – ДСП, подключают непосредственно к шинам ГПП.

Для расчёта сечений КЛ сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам

, (8.1)

где SУЧ – мощность, протекающая по участку, кВ·А;

UНОМ – номинальное напряжение, кВ;

n – число кабелей.

Расчёт приводится на примере участка ГПП-РП1

Выбор сечений кабельных линий производится по экономической плотности тока. Для ТМ = 6146.6 ч. и кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами определяем jЭ = 1.2 по таблице 1.3.36 /1/. Далее определяется наиболее экономичное сечение кабеля

, (8.2)

Мощность, протекающая по участку определяется в зависимости от числа трансформаторов на ТП.

РУЧ=, (8.3)

QУЧ=, (8.4)

где РМ, QМ, - сумма активных и реактивных мощностей, проходящих по участку;

NТР – число трансформаторов на ТП.

Полная мощность, протекающая по участку

SУЧ=, (8.5)

На магистрали, мощность участка определяется как сумма мощностей питаемых ТП.

Участок ГПП-РП1

Мощности, протекающие по участкам

РУЧ=ΣРМТП+ΣРМ10кВ, (8.6)

где ΣРМТП – сумма активных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

ΣРМ10кВ – сумма высоковольтных нагрузок, питающихся от РП1

QУЧ=ΣQВКТП+ΣQМ10кВ-QВБК, (8.7)

где ΣQВКТП – сумма реактивных нагрузок ТП, питающихся от РП1;

ΣQМ10кВ – сумма высоковольтных реактивных нагрузок, питающихся от РП1;

QВБК – реактивная мощность, вырабатываемая конденсаторными батареями. Если к РП присоединены СД, то вместо QВБК подставляется QСДЭ

РУЧ=3390+2457=5847, кВт

QУЧ=2231.27+2542,5-192.75= 4581.02, квар

SУЧ = кВ·А

По формуле (8.1) находится максимальный расчётный ток

Участок ГПП-РП1

, А

По формуле (8.2) определяется экономичное сечение КЛ

Участок ГПП-РП1

, мм2

По таблице 2.24 /2/ выбираются стандартные сечения КЛ и выписываются их длительно допустимые токи. Принимается кабель с бумажной изоляцией

Участок ГПП-РП1

qСТ=185 мм2 IДОП=360 А

Проверка осуществляется по нагреву расчетным током, в качестве которого принимается ток послеаварийного режима. При этом длительно допустимый ток выбранного сечения должен быть больше расчетного тока.

I’ДОП > IР.АВ , (8.7)

IР.АВ = 2· IР , (8.8)

I’ДОП = КС.Н ·КП· IДОП, (8.9)

где КСН – коэффициент снижения токовой нагрузки при прокладке нескольких кабелей в траншее и зависит от числа кабелей в одной траншее и расстояния между ними. Принимается по наиболее тяжёлому участку. Определяется по таблице 1.3.26/1/. Принимаются расстояние между кабелями 200 мм;

КN – коэффициент аварийной перегрузки, равный 1.3

Участок ГПП-РП1

IР.АВ=2·204.2 =408.4, А

I’ДОП = 0,92·1.3· 360=430.56, А

Для других участков сети расчёт аналогичен и приведён в таблице 8.1

Участок	Рм, кВт	Qм, квар	Sм, кВА	Iрасч, A	qрасч, мм2	qст, мм2	Iдоп, А	Iав, А	I'доп, А	Кn	Nкаб
ГПП-РП1	5847	4581	7428	204,2	170,18	185	360	408,4	430,56	0,92	2
ГПП-РП2	3390	190,5	3395	93,35	77,70	95	205	186,7	245,18	0,92	2
ГПП-РП3	6063	412	6077	167,1	139,28	150	305	334,1	364,78	0,92	2
ГПП-РП4	4147,7	275,2	4157	114,3	95,36	120	240	228,6	287,04	0,92	2
РП1.1-ТП3.1	3898	3054,3	4952	136,1	113,52	120	240	272,3	287,04	0,92	2
ТП3.3-ТП3.1	1949	1527,7	2476	68,07	56,26	70	165	136,1	197,34	0,92	2
РП1.2-ТП3.2	1949	1527,7	2476	68,07	56,26	70	165	136,1	197,34	0,92	2
РП3.1-ТП1.1	3031,5	206,5	3038	83,54	69,4	70	165	167,1	197,34	0,92	2
ТП1.1.-ТП1.3	1515,75	103,3	1519	41,77	34,7	50	140	83,54	167,44	0,92	2
ТП1.2.-ТП1.4	1515,75	103,3	1519	41,77	34,7	50	140	83,54	167,44	0,92	2
РП4.1-ТП2.1	2073,85	137,8	2078	57,14	47,8	50	140	114,3	167,44	0,92	2
ТП2.1.-ТП2.3	1036,925	68,4	1039	28,57	23,09	35	115	57,14	137,54	0,92	2
ТП2.2.-ТП2.4	1036,925	68,4	1039	28,57	23,09	35	115	57,14	137,54	0,92	2

Таблица 8.1 – Расчёт сечений КЛ на 10 Кв

Расчёт осуществляется для КЛ питающих РУ 0.4 кВ от ТП. Выбор кабелей производится по длительно допустимому току, из условия Ip≤I’ДОП. Если в траншее проложено более одного кабеля на 0.4 кВ, то так же как и в п.8.2 необходимо учитывать коэффициент снижения токовой нагрузки, КСН.

Определяется расчётный ток

, (8.10)

где UНОМ – номинальное напряжение сети, равное 0.4 кВ;

SР – расчётная мощность цеха, который питается от данного РУ 0.4 кВ

Пример расчёта для ТП1-РУ3 0.4 кВ

, А

По таблице 2.24 /2/ выбирается 2 четырехжильных кабеля с бумажной изоляцией сечением 120мм2, IДОП=270А, КСН=0,92.

Расчёт сечений для остальных РУ 0.4 кВ сведён в таблицу 8.2

Таблица 8.2. – Расчёт сечений КЛ на 0.4 Кв

9. Расчет токов короткого замыкания в узловых точках схемы электроснабжения предприятия

За расчетный вид короткого замыкания (к.з.) для выбора электрических аппаратов и проводников принимается трехфазное к.з. Для расчета тока к.з. предварительно необходимо составить расчетную схему, соответствующую максимальному значению тока к.з. в намеченной точке.

По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются источники питания и все элементы цепи к.з. своими сопротивлениями.

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет токов короткого замыкания в точке К1:

Базисную мощность принимаем Sб = Sс =1000 МВ А.

х*с - сопротивление системы, равно 0,42 о.е.

Для точки К1 базисное напряжение Uб = 115 кВ.

Базисный ток определяем по формуле:

; (9.1)

.

Расчетное индуктивное сопротивление системы:

; (9.2)

.

Расчет токов короткого замыкания по расчетным кривым

Реактивное сопротивление воздушной линии:

, (9.3)

где х0 – удельное сопротивление 1 км линии, х0 = 0,444 Ом/км для воздушной линии сечением

АС-70;

l - длина линии 14 км,

.

Активное сопротивление воздушной линии:

(9.4)

где r0 – активное сопротивление 1 км линии:

, (9.5)

где - удельная проводимость алюминиевых проводов 32 м/(Ом*мм2);

S – сечение провода 70 мм2.

.

Результирующее сопротивление до точки К1.

;

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания , (9.6)

где kt – кратность тока к.з., определяемая по расчетным кривым /10 / для момента времени t = 0 kt = 1,12

при t = kt = 1,29

Начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания

.

Действующее значение установившегося тока короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К1:

iуд = kуд=1,8., (9.7)

где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,8

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

; (9.8)

Мощность короткого замыкания в точке К1

; (9.9)

Расчет токов короткого замыкания в точке К2:

Для точки К2 базисное напряжение Uб = 10,5 кВ.

Базисный ток

.

Сопротивление трансформаторов

, (9.10)

где UК– напряжение короткого замыкания трансформатора;

Sном т – номинальная мощность трансформатора.

.

Результирующее сопротивление до точки К2

. .Периодическая слагающая тока короткого замыкания для всех моментов времени одинакова и равна.

;

.

Ударный ток к.з. в точке К2

iуд =1,7 .

где значение ударного коэффициента kуд= 1,7 .

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

Мощность короткого замыкания в точке К2:

Расчет токов короткого замыкания в точке К3:

Активное сопротивление кабельной линии

(9.11)

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,167 Ом/км;

l - длина кабельной линии 465 м;

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии

, (9.12)

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,077 Ом/км см. таблицу П.1 /17/.

.

Результирующее сопротивление до точки К3:

;

;

.

Ток короткого замыкания в точке К3:

.

Ударный ток к.з. определяется по формуле:

iуд = kуд,

где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,72 определяем по рисунку 5-10 /10/ в зависимости от отношения x / r = 12,6 / 1,17 = 10,77.

iуд =1,72.

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.:

Мощность короткого замыкания в точке К3:

.

Расчет токов короткого замыкания в точке К4:

Активное сопротивление кабельной линии

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,443 Ом/км;

l - длина кабельной линии 125 м;

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии

,

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

.

Результирующее сопротивление до точки К4:

;

;

.

Ток короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К4

iуд =1,47.

где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

.

Мощность короткого замыкания в точке К4:

.

Расчет токов короткого замыкания в точке К5:

Активное сопротивление кабельной линии

где r0 - сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r0 = 0,443 Ом/км;

l - длина кабельной линии 430 м;

.

Индуктивное сопротивление кабельной линии

,

где х0 - сопротивление 1 км линии, х0 = 0,086 Ом/км см. таблицу П.1 /17/

.

Результирующее сопротивление до точки К5:

;

;

.

Ток короткого замыкания:

.

Ударный ток к.з. в точке К5

iуд =1,47.

где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x / r = 25,64 / 5,55 = 4,6.

Наибольшее действующее значение полного тока к.з.

.

Мощность короткого замыкания в точке К4:

.

Результаты расчета приведены в таблице 10.1.

Таблица 9.1 - Расчетные значения токов КЗ

9.1. Проверка кабельных линий напряжением 10 кВ на термическую стойкость.

Проверка сечений кабелей на термическую устойчивость производится по условию:

, (9.13)

где Fm – минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм2;

Iкз – ток короткого замыкания, кА;

tф - время действия тока короткого замыкания, с;

С – коэффициент, учитывающий материал жил и тип изоляции, определяется согласно /10/,А, для напряжения 10 кВ С =100.

Время действия тока к.з.:

, (9.14)

где tр.з.- время действия релейной защиты, с;

tв.- полное время отключения выключателя;

Та – постоянная времени замыкания апериодической составляющей тока к.з.,

.

Проверяется кабель на участке ГПП – РП1

Расчетная точка короткого замыкания К3

Сечение кабельной линии 1x185 мм2

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости:

,

так как полученное значение меньше сечения выбранного кабеля, следовательно, данный кабель проходит по условию термической стойкости.

Аналогично проверяем остальные сечения кабелей на термическую стойкость.

Результаты сводим в таблицу 9.2

Таблица 9.2 - Выбор кабелей с учетом термической стойкости

10. Экономическая часть

10.1 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия

Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой:

, (10.1)

где - стоимость электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год;

- годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия;

- годовые отчисления на социальные нужды;

- годовые амортизационные отчисления на реновацию;

- годовые отчисления в ремонтный фонд;

- стоимость материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства за год;

- прочие ежегодные затраты.

10.2 Стоимость электроэнергии, потребляемой промышленным предриятием за год

Стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу:

, (10.2)

а - основная ставка за 1 кВт мощности, а= 524 руб/кВт в месяц

где  - дополнительная ставка по тарифу, взимается за один потребленной электроэнергии,  = 0,87;

- наибольшая нагрузка предприятия в часы пика системы, кВт;

- количество электроэнергии, потребленной в течении года, .

- определяется по формуле:

, (10.3)

где- максимальная расчетная нагрузка по предприятию кВт, см. п.5.1;

Тмах = 6146,6 ч, см. п. 1.3;

, см. п. 5.1.

;

10.3 Годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Эти расчеты сводим в таблицу 14.2.

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:

, (10.4)

где Ni - количество единиц i -го оборудования;

- единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

- количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

- количество времени, приходящееся на 1ЕРС для текущего ремонта, ч.

Трудоемкость средних ремонтов определяется по формуле:

, (10.5)

где - количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

- количество времени, приходящееся на 1EРС для среднего ремонта, .

Число рабочих мест для эксплуатационного персонала определяется по следующей формуле:

, (10.6)

где EPC - суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия;

К - норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящейся на одного человека, принимается равной 800.

.

Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

, (10.7)

где - количество рабочих смен в течение суток для расчетного предприятия.

.

Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле:

, (10.8)

где Кирг - коэффициент использования рабочего года.

.

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

(10.9)

где Фд - действительный фонд рабочего времени;

Квн - коэффициент выполнения нормы, Квн = 1,1.

.

Основная заработная плата рабочих эксплуатационников определяется по формуле:

, (10.10)

где Фд – действительный фонд рабочего времени;

Rспис – списочная численность;

3i – часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i =37 руб. за час.

.

Дополнительная заработная плата составляет 110% от основной заработной платы:

тыс.руб.

Основная заработная плата ремонтных рабочих определяется по формуле:

, (10.11)

где 3i - часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i= 37 руб. за час;

T-суммарная трудоемкость.

Дополнительная заработная плата:

.

Общий годовой фонд по рабочим будет равен:

; (10.12)

Годовой полный фонд заработной платы ИТР определяется по формуле:

. (10.13)

На предприятии работают главный энергетик и два мастера.

Оiк - должностные оклады:

мастер - 6500 руб;

главный энергетик -8500 руб.

Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия равен:

.

10.4 Годовые отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды:

- пенсионный фонд;

- фонд социального страхования;

- фонд занятости;

- фонд обязательного медицинского страхования.

, (10.14)

где сн - норма отчисления на социальные нужды, сн = 26%.

тыс.руб.

10.5 Годовые амортизационные отчисления на реновацию

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:

, (10.15)

где - норма амортизационных отчислений на реновацию;

=3,5% - для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ;

=4,0% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

= 5,3% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт;

Ki – капитальные затраты, расчет капитальных затрат приведен в таблице 14.3.

10.6 Годовые отчисления в ремонтный фонд

Расчет производится аналогично амортизационным отчислениям заменой нормы амортизационных отчислений на реновацию на норму амортизационных отчислений на капитальный ремонт:

, (10.16)

где - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт, см. таблицу 10.2 /8/;

=2,9% - для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ;

=0,3% - для кабельных линий с алюминиевой оболочкой U до 10 кВ;

=2,8% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт.

10.7 Стоимость материалов расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год

Стоимость затрат материалов определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:

тыс. руб,

где αм = 60%.

Таблица 10.3 - Расчет капитальных затрат

10.8 Прочие ежегодные затраты

Величина прочих затрат определяется по формуле:

, (10.17)

где .

10.9 Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции

Результаты расчетов затрат сводим в таблицу 10.4 и определяем суммарные затраты предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.

Таблица 10.4 - Расчет суммарных затрат

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции определяется по формуле:

Тариф равен 0,87кВт*ч потребленной электроэнергии

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции равна 2 руб/кВтч.

11. Релейная защита

Защита асинхронных электродвигателей

На электродвигателях должны предусматриваться защиты от многофазных КЗ и в случаях, оговоренных далее, защита от однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.

11.1. Выбор уставок срабатывания токовой отсечки

Для двигателей мощностью до 2 МВт применяется одно-релейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия, включенного на разность токов двух фаз, а также токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия - для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда однорелейная защита не удовлетворяет требованиям чувствительности или когда двухрелейная отсечка оказывается целесообразной по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.

Ток срабатывания токовой отсечки.

Первичный ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению:

где Котс - коэффициент отстройки, учитывающий помимо апериодических составляющих в токе реле при переходных режимах еще и погрешности реле и необходимый запас, его значения для токовых отсечек на реле РТ-40 принимаются 1.4-1.5 для асинхронных двигателей

Кп - кратность пускового тока, Кп=6;

Iд.н - номинальный ток двигателя.

Ток срабатывания реле.

где К(3)сх - коэффициент схемы в режиме трехфазного КЗ, при включении реле на фазные токи равен 1.

Коэффициент чувствительности.

>2 , где - вторичный ток двухфазного КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме питающей системы:

,т. е удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.2. Расчет защиты от замыканий на землю обмотки статора

Защита от замыканий на землю электродвигателей напряжением 6-10 кВ, работающих в сети с изолированной нейтралью, выполняется с помощью одного реле типа РТЗ-51, подключенного к трансформатору тока нулевой последовательности (ТНП) типа ТЗ, ТЗЛ, ТЗР. В случае, когда питание двигателя осуществляется по двум параллельным кабелям, вторичные обмотки ТНП каждого кабеля соединяют последовательно и подключают к одному реле.

11.2.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем однофазном замыкании на землю:

где Котс=1,3 - коэффициент отстройки; Кб=2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;

Ic - установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения.

Значение Ic определяется как сумма емкостных токов двигателя Iсд и линии Iсл от места установки ТНП до линейных выводов двигателя:

где - собственный емкостной ток электродвигателя:

где fн - номинальная частота сети, выражена в герцах;

Сд -емкость фазы статора в фарадах;

Uн - номинальное напряжение двигателя в вольтах.

При отсутствии сведений завода изготовителя для практических расчетов емкость фазы статора можно определять для неявнополюсных синхронных двигателей и асинхронных с короткозамкнутым ротором:

где Sн - номинальная полная мощность двигателя, ;

Uн - номинальное напряжение, кВ;

- емкостной ток кабельной линии, рассчитывается как:

где Iс0 - удельный емкостной ток однофазного замыкания на землю /2/, А/км;

l - длина линии, км;

m - число кабелей в линии.

Т.к вычисленный Iсз оказался меньше минимального значения, указанного в табл.5.1 /2/, то Iсз следует принять по таблице.

При определении окончательной уставки реле, подключенного к ТНП в КРУ, необходимо помнить, что ток срабатывания защиты должен быть не только с определенным запасом меньше опасного для электродвигателей тока (10 А -мощностью до 2 МВт и 5 А - мощностью 2 МВт и более), но и обеспечивать чувствительность защиты линии, питающей двигатель, поэтому окончательно принимаем:

Iсз=0,6 А для ТНП типа ТЗЛМ.

11.2.2. Коэффициент чувствительности.

где - суммарный емкостный ток замыкания на землю:

где L∑- суммарная длина кабельных линий;

q- коэффициент, для кабельных линий принимается q=10.

11.3. Расчет защиты от токов перегрузки.

11.3.1. Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по условию отстройки от номинального тока двигателя Iн :

где Котс = 1,05 при действии защиты на сигнал, т.к электродвигатель ответственный.

11.3.2. Ток срабатывания реле.

11.3.3. Время срабатывания защиты.

Выдержка времени защиты от перегрузки tсз выбирается из условия надежного несрабатывания при пуске или самозапуске двигателя:

tсз = tп+∆t, c.

где tп - время самозапуска двигателя с самозапуском.

Защита от потери питания выполняется обычно групповой (один комплект защиты на несколько присоединений).

Напряжение срабатывания защиты.

Если для электродвигателя самозапуск предусматривается и обеспечивается при любых реальных режимах (время перерыва питания tпп ), то первичное напряжение срабатывания:

где Uз - напряжение самозапуска, Uз=0,85 Uн0,85∙6=5,1 кВ;

Котс = 1,2; Кв = 1,25.

Напряжение срабатывания реле.

.

где KV – коэффициент трансформации трансформатора напряжения

KV=10000/100=100.

12 Выбор высоковольтного оборудования

12.1 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по напряжению

(12.1)

по току

(12.2)

Выбираем разъединители типа РНД(З)-110/1000У1 со следующими характеристиками:

IНОМ=1000 А;

UH=UУСТ=35кВ;

Iпред.с=80 кА;

IТЕРМ= 31,5кА.

Проверим выбранный тип разъединителя

- по напряжению установки

- по току

, (12.3)

где S – мощность присоединения ГПП, кВА;

U – напряжение присоединения, кВ;

N – число присоединений или трансформаторов

(12.4)

Производим проверку по электродинамической стойкости по условию

, (12.5)

где Iпред.с=80 кА – предельный сквозной ток;

Ik – ток короткого замыкания в точке К1

Проверяем на термическую стойкость

(12.6)

где - тепловой импульс, определяемый по формуле

(12.7)

К установке принимаем разъединители с двумя заземляющими ножами типа РНД(З)-110/1000У1.

12.2 Выбор ограничителей перенапряжения

Электрооборудование открытых и закрытых РУ защищают от волн атмосферных перенапряжений установками ОПН, которые устанавливаются на сборных шинах открытых и закрытых РУ у силовых трансформаторов.

Выбор ОПН осуществляется по номинальному напряжению

Выбираем ОПН – 110 / 146 – 10 (II) со следующими характеристиками: UH=110 кВ, UH.Р=201.3 кВ, IP.КП=30/60

12.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Трансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для подключения электроизмерительных приборов, другая для релейной защиты.

Выбор трансформаторов тока производится по номинальному напряжению, току первичной цепи, вторичной нагрузке при выбранном классе точности, термической стойкости.

По вторичной нагрузке трансформатора тока выбирается из условия

(12.8)

где Z2H – номинальная допустимая нагрузка в выбранном классе точности.

Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

(12.9)

Сопротивление приборов

(12.11)

где Sприб - мощность потребляемая приборами;

I2H – вторичный номинальный ток трансформатора тока и приборов.

Сопротивление контактов принимается равным 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле

(12.12)

Зная rпров , можно определить сечение соединительных проводов

(12.13)

где ρ – удельное сопротивление принимаемое равным 0,028 для алюминия;

lрасч – расчетная длина проводов зависит от схемы соединения трансформатора тока.

По условию механической прочности сечение соединительных проводов из алюминия выбирается не менее 2.5 мм2.

Выбираем трансформатор тока ТФМ-110-П-У1 со следующими техническими характеристиками: UH=110 кВ; I1H=300 A; I2H=1A; 3-й класс точности, z2H=30 Ом; kT=30; tT=3c/

Проверяем выбранный трансформатор тока:

по напряжению

- по току

- по термической стойкости

По электрической стойкости трансформатор тока не проверяется.

Приборы подсоединяемые к трансформатору тока приведены в таблице 10.1

Таблица 10.1

Определяем сопротивление приборов по

Определяем сопротивление соединительных проводов

Определяем сечение соединительных проводов

lрасч=l=75 м при включении приборов в полную звезду.

Принимаем кабель АКВРТ с жилами сечением 2,5 мм2.

12.4 Выбор выключателей

При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать различия в характеристиках и погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

- номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;

- отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому элементу:

(12.14)

Выбираем выключатель типа ВГБ-110-20/1000У1 со следующими данными: UH=110кВ; =20 кА.

Данный выключатель удовлетворяет этим требованиям.

Защитное заземление- преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т. п.). Эквивалентом земли может быть вода, реки или моря, каменный уголь в коренном залегании и т. п.

Назначение защитного заземления- устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

Принцип действия защитного заземления- снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканий на корпус и другими причинами. Это достигается путём уменьшения потенциала заземлённого оборудования (уменьшением сопротивления заземлителя), а также путём выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземлённого оборудования (подъёмом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземлённого оборудования).

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя- проводников (электродов), соединённых между собой и находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй, и заземляющими проводниками, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем.

По ПУЭ к частям, подлежащим заземлению относятся:

корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов;

приводы электрических аппаратов;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

каркасы распределительных щитов, щитов управления;

5) металлические конструкции РУ, металлические кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты и т.д.

Заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к из сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0.5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0.5-0.7 м от поверхности земли и на расстоянии 0.8-1.0 м от фундаментов или оснований оборудования.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 66 м2.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.

Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных.

Дополнительно к этим требованиям следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей.

При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.

Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят ВЛ. 110 кВ и выше, то ограду следует заземлить с помощью вертикальных заземлителей длиной 2-3 м, установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20-50 м.

Сопротивление естественных заземлителей- система трос-опора воздушных линий составляет 1,2 Ом. Так как значение сопротивления естественных заземлителей больше допустимого (Ом), необходимо сооружение искусственного заземлителя. Место расположения ГПП - Приморский край. Подстанция занимает площадь м.

Исходные данные для расчета группового заземлителя методом наведенных потенциалов приведены в таблице 12.1,

где - сопротивление заземляющего устройства;

- толщина слоя сезонных измерений;

и - удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли соответственно;

- длительность короткого замыкания.

Таблица 12.1- Исходные данные для расчета заземлителя

В качестве использованы: горизонтальная полоса из стали сечением 4х40 мм, проложенная на глубине 0,8 м; вертикальный электрод длиной 10 м и диаметром стальных стержней 12 мм.

Расчет ведется по ОРУ 110 кВ.

Предварительная схема расположения группового заземлителя представлена на рисунке 12.1.

Намечена к выполнению сетка горизонтального заземлителя с 120 ячейками размером 5х5 м, количество вертикальных электродов- 143 шт.

Рисунок 13.1- Схема группового заземлителя в двухслойной земле.

Эквивалентное сопротивление двухслойной земли

, (13.1)

где - показатель степени, при

, (13.2)

где - длина вертикального электрода;

- расстояние между вертикальными электродами;

- относительная длина верхней части вертикального электрода

, (13.3)

где - толщина верхнего слоя земли;

- глубина погружения в землю верхнего конца вертикального электрода

;

;

Ом·м.

Сопротивление растекания группового заземлителя в двухслойной земле

, (13.4)

где - площадь, занимаемая заземлителем, м2;

и - суммарная длина горизонтальных и вертикальных электродов соответственно: м; м;

- коэффициент, значение которого при

, (13.5)

где - относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов

; (13.6)

;

;

Сопротивление заземляющего устройства в целом

(13.7)

Сопротивление заземляющего устройства удовлетворяет требованиям ПУЭ.

13.2. Технические мероприятия для проведения работ в электроустановках

до 1000В.

Технические мероприятия сводятся к отключению токове-дущих частей для возможности работы на них и к созданию препятствий к их включению на время работы, к ограждению ближайших токоведущих частей, к которым возможно прикос­новение и отключение которых нежелательно.

Технические мероприятия содержат в указанной последо­вательности: необходимые отключения и меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения отключающих аппаратов;

вывешивание запрещающих плакатов на приводах ручно­го управления и на ключах дистанционного управления от­ключающих аппаратов; проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от пора­жения электрическим током; наложение заземлений; вывешивание указательных плакатов «Заземлено.», ограж­дение рабочих мест и оставшихся под напряжением токове­дущих частей, вывешивание предупреждающих и предписыва­ющих плакатов.

Производство отключений в установках напряжением до 1000 В. С целью предотвращения подачи напряжения к месту ра­боты вследствие трансформации следует отключить все свя­занные с подготавливаемыми к ремонту электрооборудовани­ем трансформаторы силовые, измерительные и различные спе­циальные со стороны высшего и низшего напряжения.

На месте работы следует отключить токоведущие части, на которых будет производиться работа, и те, к которым воз­можно прикосновение. Доступные прикосновению токоведу­щие части можно не отключать, если они будут ограждены изолирующими накладками.

После отключения токоведущие части, выделенные для работы, должны быть со всех сторон отделены от частей, находящихся под напряжением, коммутационными аппаратами или снятием предохранителей.

Отключение может быть выполнено: коммутационными аппаратами с ручным управлением, положение контактов которых видно с лицевой стороны или устанавливается осмотром панелей с задней стороны путем снятия мешающих этому щитков, открытия дверей и т. п.; контакторами или другими коммутационными аппара­тами с автоматическим приводом и дистанционным управле­нием, с доступными осмотру контактами после принятия мер, устраняющих возможность ошибочного включения {снятие
предохранителей оперативного тока, отсоединение концов
включающей катушки).

При работе без переносных заземлений должны быть при­няты дополнительные меры против появления напряжения: снятие включающих рукояток, если они съемные, механическое запирание приводов отключенных аппаратов, снятие предохра­нителей, установка изолирующих накладок в рубильниках, ав­томатах и т. п. При невозможности принятия таких мер долж­ны быть отсоединены концы проводов, подводящих напряже­ние к месту работы.

Вывешивание запрещающих предупредительных плакатов, ограждение места работы Плакаты «Не включать. Работают люди» вывешиваются на ключах управления и приводах разъединителей, отделите­лей и выключателей нагрузки, на рукоятках рубильников, на стойках предохранителей, при помощи которых может быть подано напряжение. Плакат «Не включать. Работа на линии» вывешивается на приводе линейного разъединителя или рубильника.

Неотключенные токоведущие части должны быть ограж­дены на время работы временными ограждениями: сухие, хо­рошо укрепленные изолирующие накладки из дерева, микани­та, гетинакса, резины и т. п. На временных ограждениях должны быть вывешены пла­каты или нанесены предупредительные надписи «Стой. Напря­жение». Плакат «Влезать здесь» вывешивается на конструкции или лестнице, по которой производится подъем к месту работы.

Плакат «Работать здесь» вывешивается на всех подготов­ленных местах работы после наложения заземления.

При невозможности ограждения токоведущих частей до­пускается применение изолирующих накладок, устанавлива­емых между отключенными и находящимися под напряжени­ем токоведущими частями (между ножами и контактными стой­ками рубильника, между подвижными и неподвижными кон­тактами аппарата и т. п.).

Устанавливать и снимать накладки должны двое, имею­щие группы по электробезопасности IV и III {в установках до 1000 В), пользуясь диэлектрическими перчатками и изоли­рующими штангами или клещами с применением защитных очков.

Проверка отсутствия напряжения

Проверка отсутствия напряжения производится непосред­ственно перед работой на токоведущих частях.

Отсутствие напряжения проверяется указателем напря­жения, исправность которого непосредственно перед провер­кой должна быть определена с помощью специальных при­боров или приближением указателя к токоведущим частям, заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В нужно применять специальный указатель напряжения для данного напряжения и пользоваться проверенными диэлектрическими перчатками.

В распредустройстве проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из оперативного персонала, имеющему группу по электробезопасности для электроуста­новок выше 1000 В — IV и для электроустановок до 1000 В — группу III.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны проводить два электрика: при напряжении выше 1000 В с группами по электробезопасности (V и III, при напряжении до 1000 В — с группой III.

Проверять отсутствие напряжения прослеживанием схемы в натуре разрешается в ОРУ, КРУ и КТП наружной установки, на ВЛ при тумане, дожде, снегопаде и в случае отсутствия специальных указателей напряжения. При этом при отключе­нии электроустановки должны быть видимы разрывы, отделя­ющие части электроустановки, на которых будет производить­ся работа, от частей под напряжением.

На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях прове­рять отсутствие напряжения и устанавливать заземление сле­дует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При подвеске проводов на одном уровне проверку нужно начинать с бли­жайшего провода.

В электроустановках напряжением до 1000 В с заземлен­ной нейтралью при наличии двухполюсного указателя напря­жения проверять отсутствие напряжения следует между фаза­ми и каждой фазой и заземленным корпусом оборудования или защитным проводником. Допускается применять предва­рительно проверенный вольтметр.

Запрещается пользоваться контрольными лампами в ос­новном потому, что лампа может взорваться при измерении от разных причин и поранить проверяющего.

Нельзя делать заключение об отсутствии напряжения на основании устройств, сигнализирующих об отключенном положении аппарата, блокирующих устройств, постоянно вклю­ченных вольтметров и т, п., так как они являются только до­полнительными средствами сигнализации.

Заземление токоведущих частей на время работы на них

Общие требования

Заземление токоведущих частей производится для защи­ты работающих от поражения электрическим током при оши­бочной подаче напряжения на эти токоведущие части.

Переносные заземления сначала накладываются на зазем­ленные конструкции электрооборудования, затем проверяется отсутствие напряжения на токоведущих частях, и заземление накладывается на токоведущие части при отсутствии на них напряжения.

Снятие заземлений производится в обратной последова­тельности.

Наложение и снятие переносных заземлений производит­ся в диэлектрических перчатках, в электроустановках выше 1000 В с применением изолирующей штанги.

Запрещается пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этого, и присоединять заземление посредством скруток.

Заземления следует накладывать в местах, очищенных от краски.

Дополнительное заземление на рабочем месте нужно на­кладывать в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом), могущим вызвать поражение током, или когда на них может быть подано напря­жение выше 42 В переменного тока и 110 В постоянного тока от постороннего источника (сварочный аппарат, осветительные сети и т. п.)

Токоведущие части, на которые наложены переносные за­земления, должны иметь видимый разрыв от токоведущих ча­стей, находящихся под напряжением.

В электроустановках до 1000 В разрешается выполнять все операции по установке и снятию заземлений одному элект­рику с группой по электробезопасности не ниже III.

Заземление воздушных линий электропередачи

ВЛ до 1000 В достаточно заземлить только на рабочем месте.

При работе на проводах ВЛ в пролете пересечения с дру­гой ВЛ, находящейся под напряжением, необходимо наклады­вать заземление на опоре, где производится работа. При под­веске или замене проводов в этом пролете заземляются как подвешиваемый, так и заменяемый провод с обеих сторон от места пересечения. Заземление накладывается по обе сто­роны разрыва перед рассоединением электрической цепи на рабочем месте.

Следует присоединять переносные заземления:

на металлических опорах — к их элементам;

на железобетонных и деревянных опорах с заземляющи­ми спусками — этим спускам после проверки их целости.

Допускается присоединять переносные заземления к нуле­вому проводу в электросетях напряжением до 1000 В с зазем­ленной нейтралью при наличии повторного заземления нуле­вого провода.

Можно присоединять переносное заземление на всех ВЛ на рабочем месте к социальному заземлителю, погруженному в грунт на глубину не менее 0,5 м, или к заземлителям других типов в зависимости от местных условий.

На ВЛ до 1000 В при работах с опор или с телескопиче­ской вышки без изолирующего звена заземление наклады­вается на все провода ремонтируемой линии и подвешенные на этих опорах провода, в том числе на провода радиотрансля­ции и телемеханики при снятии с них напряжения.

На ВЛ, отключенных для ремонта, устанавливать и снимать переносные заземления, включать имеющиеся на опорах за­земляющие ножи должны электрики из числа оперативного персонала: один с группой по электробезопасности IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или с группой III (на ВЛ напряже­нием до 1000 В), второй должен иметь группу III. Второй электрик с группой III может быть из числа ремонтного персо­нала или из персонала потребителя, питающегося от данной линии.

Отключать заземляющие ножи может один электрик из числа оперативного персонала, имеющий группу по электро­безопасности III.

На ВЛ на рабочих местах устанавливать переносные за­земления может производитель работ с членом бригады с груп­пой III по электробезопасности.

Снимать данные переносные заземления могут по ука­занию производителя работ два члена бригады с группой по электробезопасности III.

На ВЛ при проверке отсутствия напряжения, установке и снятии заземлений один из двух электриков должен нахо­диться на земле и наблюдать за другим.

Ограждение рабочего места, вывешивание плакатов

Плакаты «Заземлено» должны быть вывешены на приво­дах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки. при ошибочном включении которых может быть подано на­пряжение на заземленные участки, на ключах и кнопках дис­танционного управления отключающих аппаратов.

Для временного ограждения токоведущих частей, оста-вшихся под напряжением, можно применять щиты, ширмы, экраны, изготовленные из изоляционных материалов.

На временных ограждениях должны быть нанесены над­писи «Стой! Напряжение» или укреплены соответствующие плакаты.

Должны быть вывешены плакаты «Стой! Напряжение» на ограждениях камер, шкафах и панелях, граничащих с рабочим местом.

На конструкциях, граничащих с той, по которой разрешает­ся подниматься, должен быть вывешен плакат «Не влезай! Убьет».

Плакат «Влезать здесь!» должен быть вывешен на ста­ционарных лестницах и конструкциях, по которым разрешено подниматься для ведения работ.

Плакат «Работать здесь» должен быть вывешен на подго­товленных рабочих местах в электроустановках.

14. Специальная глава

14.1. Защита кабельных линий от коррозии

Металлические оболочки кабельных линий, проложенных в зем­ле, подвергаются опасности разрушения вследствие электролити­ческой и электрохимической коррозии. К зоне электролитической коррозии относятся участки с электрифицированным транспор­том, работающим на постоянном токе, участки, по которым про­ходят линии электропередачи постоянного тока системы провод — земля, а к зоне электрохимической коррозии — участки с почва­ми, агрессивными к металлическим оболочкам кабеля: перегной, щелочи, известь, солончаковые почвы, торфяники, строительный мусор и др.

Коррозией называется разрушение поверхностей металлов вследствие электрохимических и химических процессов. В зависимости от условий протекания таких процессов коррозия может быть электрической, почвенной, межкристаллитной и атмосферной.

Электрическая коррозия возникает от прохождения по металлическим оболочкам кабелей блуждающих электрических токов, источниками которых могут быть рельсовые пути трамвайных и электрифицированных железных дорог, установки дистанционного питания и т.п. В электрических цепях трамвая и электрифицированных железных дорог в качестве обратного провода используются рельсовые пути и из-за значительного сопротивления рельсовых стыков, плохой изоляции их от земли, изменения направлений линий (путей) часть тока ответвляется в землю. При совпадении направления тока с проложенными в земле кабелями ток проникает в металлическую оболочку и проходит по ней до места ответвления к источникам (тяговым подстанциям). Место входа блуждающего тока в кабель называется катодной зоной, а место выхода — анодной. В анодной зоне ток уносит в землю мельчайшие частицы металла, разъедая оболочку. От электролитической коррозии защищаются: повышением Rиз оболочки, применением дренажных устройств способных отводить токи из оболочки обратно к их источнику.

Почвенная коррозия возникает при взаимодействии металла с окружающей средой (грунтом) и представляет собой электрохимическое разрушение металлических сооружений, вызванное действием почвы, грунта, почвенных и грунтовых вод и т.п. Содержание в грунте или почве минеральных солей, органических веществ, газов и влаги определяет их коррозионную активность. С повышением температуры скорость коррозии металла увеличивается. От почвенной коррозии существуют неэлектрические и электрические способы защиты. К неэлектрическим относятся: применение неметаллических оболочек, удаление трассы от агрессивных грунтов, выравнивание химического состава грунта путём засыпки трассы однородным грунтом.

К электрическим относятся: создания отрицательного принудительного потенциала, анодной зоны, на оболочке кабеля. Это реализуется с помощью катодных станций, расположенных в населенных пунктах, и анодных электродов-протекторов, применяемых в полевых условиях.

Межкристаллитная коррозия возникает при вибрации кабелей на мостах и проездах с интенсивным движением, при длительной перевозке, в отдельных местах подвески и т.п. Разрушение оболочек кабелей в этом случае происходит преимущественно по границам кристаллов (зерен) металла и вызвано действием окружающей среды при переменных механических нагрузках или без них. От межкристаллитной коррозии кабели защищают путём удаления кабеля от места вибрации на расстояние 10-15м, а при прокладке по мостам применяю рессорные и амортизационные подвески.

Атмосферная газовая коррозия, как правило, носит электрохимический характер и возникает при окислении металла, например, кислородом воздуха, при повышенной температуре.

Степень опасности поражения металлических оболочек кабеля блуждающими токами устанавливают на основании измерения раз­ности потенциалов между этими оболочками и землей, рельсами электрифицированного транспорта и другими подземными соору­жениями, находящимися вблизи кабельной линии, а также в за­висимости от силы и направления тока в металлических оболоч­ках кабеля. По направлению тока можно определить места входа блуждающих токов в оболочки кабеля и выхода из них. Для сило­вого кабеля среднесуточная плотность тока утечки в землю не дол­жна превышать 0,15 мА/см.

Наличие в грунте или сточных водах по трассе кабеля пере­гноя, щелочей, а также большого количества извести создает бла­гоприятные условия для интенсивной электрохимической корро­зии оболочек кабеля. Определение степени коррозионной актив­ности грунтов, грунтовых и других вод производится отбором проб из мест, где имеются подозрения на агрессивность (солончаковые почвы, торфяники и др.). Пробу берут с глубины залегания кабе­ля через каждые 1000 м при однородном характере грунта и через каждые 500 м — при неоднородном. Коррозионная активность по отношению к свинцовой оболочке кабеля определяется по кон­центрации водородных ионов рН, содержанию органических и азотных веществ нитратионов и общей жесткости воды.

Защита кабеля от электролитической коррозии заключается в понижении положительного потенциала на его оболочках. Это до­стигается устройством электродренажей — металлических пере­мычек, с помощью которых блуждающие токи отводятся с обо­лочек кабеля путем создания отрицательного потенциала от по­стороннего источника тока (рис. 14.1). Отрицательный потенциал на обо­лочке защищаемого кабеля созда­ется за счет тока катодной установ­ки, проходящего по контуру зем­ля—кабель.

Рис. 14.1. Схема катодной поля­ризации трубопровода одиноч­ной маслонаполненной кабель­ной линии:

1 — трубопровод; 2 — источник пе­ременного тока; 3 — выпрямитель; 4 — электрод заземления

Электрические методы защиты кабеля от воздействия блуждающих токов одновременно являются за­щитой и от почвенной коррозии, так как сообщаемый оболочкам ка­беля отрицательный потенциал по­давляет вредное действие веществ, образующихся на поверхности ме­талла при электрохимической кор­розии.

Коррозия предотвращается не только электрическими метода­ми защиты, но и прокладкой кабеля в изолирующей канализации (блоках, коллекторах), применением кабеля с антикоррозионны­ми покрытиями или кабеля в пластмассовых оболочках.

Для принятия своевременных мер против коррозии произво­дят систематические измерения блуждающих токов. Коррозион­ная активность грунтов проверяется путем отбора проб почвы.

14.2. Катодная защита на примере блока диодно-ризторного типа «ЭНЕРГОМЕРА» БДР-М2

1 НАЗНАЧЕНИЕ БЛОКОВ

Блоки диодно-резисторные типа «ЭНЕРГОМЕРА» БДР-М2
предназначены для электрохимической защиты подземных металлических
сооружений (многониточных трубопроводов, наружных оболочек кабелей и т.п.),
в схемах совместной катодной защиты и могут, в зависимости от типоисполнения,
обеспечивать одновременную защиту от двух до четырех подземных
металлических сооружений от одного выпрямителя для катодной защиты путём
распределения выходного тока выпрямителя на защищаемые сооружения и
раздельного установления оптимального защитного тока для каждого из
защищаемых сооружений. Блоки могут применяться в качестве поляризованных
дренажей и для соединения составных частей многозвенных анодных заземлений.

Блоки соответствуют требованиям технических условий
ТУ3415-006-22136119-2004, ГОСТ Р 51164-98 и комплекту документации
АИКС.656131.058.

Блоки, предназначенные для экспорта, дополнительно соответствуют требованиям РД 1601.007-88.

1.3 Блоки изготовлены в климатическом исполнении У категории
размещения 1, по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89, и предназначены
для установки на открытом воздухе.

1.4 Блоки предназначены для работы в условиях воздействия следующих
климатических факторов :

верхнего значения температуры окружающей среды: +45 C;

нижнего значения температуры окружающей среды: минус 45 C;

верхнего значения относительной влажности: до 98% (при температуре
окружающей среды +25°C);

атмосфера типов I и II.

атмосферное давление 86,6-106,7 кПа (от 650 до 800 мм.рт.ст.).

Рабочий режим блоков: продолжительный, непрерывный.

Способы установки блоков на месте эксплуатации:

на плоском горизонтальном основании;

на плоском вертикальном основании;

на контрольно-измерительных пунктах (КИПах);

на опорах линий электропередач.

1.7 Руководство по эксплуатации распространяется на одно-, двух-,
трёх- и четырёхканальные блоки БДР-М2-15/25-...-У1 различных типоисполнений.

Пример записи условного обозначения четырехканального блока с номинальным током одного канала 15А, с максимальным током одного канала 25А, с встроенным амперметром, при его заказе, в документации другого изделия, а также в проектной документации:

1) для поставки в пределах Российской Федерации:

«Блок диодно-резисторный «ЭНЕРГОМЕРА» БДР-М2-15/25-4И -У1. ТУ3415-006-22136119-2004»;

2) для поставки на экспорт:

«Блок диодно-резисторный «ЭНЕРГОМЕРА» БДР-М2-15/25-4И-У1. ЭКСПОРТ.

Рабочее положение блоков в пространстве - вертикальное.

Охлаждение блоков - естественное воздушное.

2.5 Блоки имеют защиту от атмосферных (грозовых) перенапряжений. Напряжение на элементах защиты (варисторах), сооружениям и установлении требуемых защитных токов в каждом канале путем подбора сопротивлений каналов.

2.2 Конструктивно блоки размещены в шкафу бескаркасного типа.

В передней части шкафа имеется дверь с замком. Для охлаждения блока в нижней части шкафа имеются вентиляционные отверстия, а в верхней части шкафа расположена крышка-грибок, конструкция которой исключает проникновение влаги в виде дождя, снега внутрь шкафа.

Степень защиты блоков IP34 по ГОСТ 14254-96.

В нижней наружной части шкафа расположены два зажима «» для подключения блока к контуру заземления, на месте установки блока.

2.3 Все каналы блоков расположены на панелях, закрепленных в шкафу.

2.4. Необходимую величину тока каждого канала для установки заданного
защитного потенциала на защищаемом подземном сооружении можно
установить, выбирая необходимое сопротивление канала путем переключения
замыкателей в соответствии с приложением Ж.

Блоки содержат от одного до четырех одинаковых каналов, каждый
из которых имеет (см. приложения Д и Ж):

два одинаковых проволочных резисторов R1, R2, каждый из которых имеет
пять отводов, которые можно коммутировать с помощью одного замыкателя
(безомического или резистивного) для изменения общего сопротивления канала;

диод VD1, обеспечивающий требуемое направление тока к защищаемому
сооружению (см. п.п. 2.6, 2.11);

резистивный шунт RS1, предназначенный для измерения величины тока
канала с помощью встроенного амперметра или внешним милливольтметром;

варистор RU1, обеспечивающий защиту диода от атмосферных перенапря­
жений;

замыкатели, безомический и резистивный, используемые для получения
требуемой величины сопротивления канала (при установке тока канала).

Исполнения блоков с встроенным измерительным прибором БДР-М2-15/25-1 (И, ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25-2(И, ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25 -3(И, ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25-4(И, ТИ, АИ)-У1 дополнительно содержат:

амперметр РА1 «ТОК» - для измерения тока, протекающего в каждом канале;

переключатель SA1 «КОНТР. ТОКА», обеспечивающий присоединение
амперметра к резистивным шунтам RS1 каналов.

Исполнения блоков с возможностью подключения систем телемеханики БДР-М2-15/25-1(Т, ТИ)-У1, БДР-М2-15/25-2(Т, ТИ)-У1, БДР-М2-15/25-3(Т, ТИ,)-У1, БДР-М2-15/25-4(Т, ТИ)-У1 дополнительно содержат блок клеммных зажимов для присоединения проводников кабелей.

3 ПОДГОТОВКА БЛОКА К РАБОТЕ

3.1 Установка требуемых защитных потенциалов на защищаемых
сооружениях производится путём раздельной установки величин оптимальных
защитных токов в соответствующих каналах блока.

3.2 Контроль величин токов в соответствующих каналах осуществляют:

- амперметром постоянного тока «ТОК», класса точности 2,5,
с диапазоном измерения 0-ЗОА, встроенным в блоки исполнений
БДР-М2-15/25-1И (ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25-2И (ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25-
ЗИ (ТИ, АИ)-У1, БДР-М2-15/25-4И (ТИ, АИ)-У1

- внешним милливольтметром постоянного тока, имеющим предел
измерений 75 мВ (или 0,075В) на клеммах, присоединенным к измерительным
шунтам, для исполнений блоков БДР-М2-15/25-1(Т, А)-У1, БДР-М2-15/25-2(Т, А)-У1,
БДР-М2-15/25-3(Т, А)-У1, БДР-М2-15/25-4(Т,

3.3 Величину сопротивления канала блока регулируют ступенями,
при помощи замыкателя, от 0 до 0,4 Ом.

Положение замыкателя в зависимости от требуемого сопротивления канала указано в приложении Ж.

При установке замыкателя - перемычки (R3=0) сопротивление канала соответствует верхнему ряду значений, указанных в таблице приложения Ж.

При установке резистивного замыкателя (R3=0,02 Ом) сопротивление канала соответсвует нижнему ряду значений, указанных в таблице приложения Ж.

3.4 При необходимости увеличения допустимого номинального
и максимального тока через каналы блока к присоединяемым объектам, каналы
в двух-, трёх- и четырёхканальных блоках можно соединять параллельно.

Параллельное соединение каналов осуществляется с помощью проволочных перемычек, входящих в комплект поставки блока, путем их установки на зажимы XT 14 «ВЫХОД» запараллеливаемых каналов. При этом сопротивление каждого канала рекомендуется установить не менее 0,08 Ом, для выравнивания токов через диоды.

Регулировку тока через объединённый канал необходимо осущствлять замыкателями одновременно в каждом из каналов, входящих в объединенный канал, устанавливая их на одноименные зажимы каналов блока.

3.5. При необходимости увеличения сопротивления канала, каналы блока
можно соединить последовательно.

Последовательное соединение каналов осуществляется с помощью перемычек, входящих в комплект поставоки блока. В дополнительно присоединяемом канале удаляют проволочную перемычку от соответствующего диода к зажиму ХТ2 и соединяют проволочной перемычкой, входящей в комплект поставки блока, выход ХТ14 «ВЫХОД» с зажимом ХТ2 дополнительно присоединяемого канала. Кабель от защищаемого сооружения (или иного объекта) следует подключить к выходу ХТ14 «ВЫХОД» дополнительно присоединяемого канала.

Установку тока через полученный канал можно осуществлять замыкателями в каждом из составляющих каналов.

При необходимости создания неполяризованного канала необходмо
соответстующий диод (VD1) исключить из работы. Для исключения диода
из работы на зажимы ХТ1 «ВХОД» и ХТ2 канала устанавливается проволочная
перемычка, входящая в комплект поставки блока.

Блоки исполнений БДР-М2-15/25-ЦА, АИ)-У1, ЩР-М2-15/25-2(А, АЩ-У1,
БДР-М2-15/25-3(Л, АЩ-У1, БДР-М2-15/25-4(Л, АИ)-У1 имеют каналы с прямой
проводимостью и могут применяться, например, для следующих целей:

Использование блока в качестве поляризованного дренажа.

Использование блока для присоединения многозвенных анодных заземлений.

3.8 Для исполнений БДР-М2-15/25-ЦТ, И, ТИ)-У1, БДР-М2-15/25-2(Т, И, ТИ)-У1, БДР-М2-15/25-3(Г, И, ТИ)-У1, БДР-М2-Ш5^(Г, И, ТИ)-У1.

При необходимости создания каналов с направлением протекания тока, противоположным установленному предприятием - изготовителем блоков (каналов с «прямой» проводимостью), необходимо проводники, отходящие от диода (VD1) соответствующего канала к зажиму XT2 и шине, на которой расположен зажим XT1 «ВХОД», поменять местами, без изменеия включения остальных элементов канала.

Блоки допускают одновременное использование каналов с направлением
протекания тока, установленным предприятием - изготовителем блоков (каналов
с «обратной» проводимостью), и с направлением протекания тока,
противоположным установленному предприятием - изготовителем блоков,
(каналов с «прямой» проводимостью), согласно п.8.7, если это обусловлено
схемой защиты подземного металлического сооружения.

4 ПОРЯДОК РАБОТЫ

4.1. Блок не имеет самостоятельных органов включения и отключения, его
включение и отключение происходит одновременно с включением и отключением
выпрямителя для катодной защиты, к которому он присоединен.

Суммарный ток через блок контролируют встроенным в выпрямитель
амперметром для измерения выходного тока выпрямителя.

4.3. Для исполнений блоков БДР-М2-15/25-(1...4)(И, ТИ, АИ)-У1 величину
тока через каждый используемый канал контролируют встроенным
амперметром «ТОК», при установке переключателя «КОНТР. ТОКА» в
положение, соответствующее номеру канала (при отсчете каналов слева направо).

Для исполнений блоков БДР-М2-15/25-(1...4)(Т, А)-У1 величину тока
через каждый используемый канал контролируют внешним милливольтметром
постоянного тока на пределе 75мВ (или 0,075В) на клеммах, присоединенных
к измерительному шунту.

Режим измерения тока используется при установке и контроле тока
каналов. Для предотвращения повреждений или выхода из строя встроенного
амперметра «ТОК» в режиме постоянной эксплуатации переключатель
«КОНТР. ТОКА» следует установить в положение «ОТКЛ».

Для минимизации потерь энергии в блоке и снижении выделяемого тепла
рекомендуется следующий порядок установления токов в каналах блока:

предварительно установить замыкатели в каналах блока в положения,
соответствующие минимальным сопротивлениям: RK=0;

включить выпрямитель для катодной защиты и увеличить его выходное
напряжение до получения оптимального защитного потенциала на сооружении,
подключенному к тому каналу в котором протекает наибольший ток;

увеличить сопротивления других каналов до получения оптимальных
значений защитного потенциала на соответствующих сооружениях.

При необходимости провести действия по увеличению допустимого тока через канал в соответствии с п. 8.4 или увеличению сопротивления канала в соответствии с п. 8.5.

4.7. При эксплуатации блок работает в автономном режиме, без постоянного
контроля оператором.

5 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

5.1 Техническое обслуживание блоков должно проводиться с учетом
требований настоящего руководства по эксплуатации и «Правил эксплуатации
электроустановок потребителей».

5.2 Техническое обслуживание блоков должно проводиться не реже
одного раза в шесть месяцев.

5.3 Техническое обслуживание включает в себя следующие операции:

проверка работоспособности блока;

проверка правильности режима работы блока;

проверка надежности контактных соединений;

проверка состояния изоляции подходящих кабелей;

проверка плотности прилегания диодов к радиаторам;

проверка надежности заземления блока;

проверка чистоты узлов и элементов.

5.4 Проверка работоспособности блока включает:

проверку исправности диодов рабочих каналов блока;

проверку протекания тока через рабочие каналы блока;

проверку варисторов.

Проверку исправности диодов проводят при протекании тока через
соответствующие каналы блока по падению напряжения на диодах, которое
должно быть в пределах (0,6-2,0)В. Измерения проводят вольтметром постоянного
тока или комбинированным прибором (например: тестером Ц4353), включенным
в режим постоянного тока.

Проверку цепи протекания тока через подключенные каналы блока
проводят по показаниям соответствующего амперметра «ТОК» в режиме
измерения тока (п. 9.3) или показаниям внешнего милливольтметра (п. 9.4).

5.7. Проверку варисторов проводят визуальным их осмотром.
На варисторах не должно быть потемнений отдельных участков, трещин, сколов
и др. дефектов. При обнаружении указанных дефектов соответствующий варистор
следует заменить на новый, заведомо исправный.

5.8. Проверку соответствия режима работы блока техническим
характеристикам, указанным в табл.2 настоящего руководства по эксплуатации
проводят путем сравнения данных при измерении тока через рабочие каналы
(см. п. 10.4.2) с номинальным током блока - 15А.

При правильном режиме работы каналов блока выдерживается заданное соотношение защитных потенциалов на защищаемых сооружениях.

5.9. Остальные операции проводят визуальным осмотром и приложением
физических усилий при проверке и устранению выявленных дефектов.

Заключение

В дипломном проекте был рассмотрен вопрос электроснабжения машиностроительного завода.

В результате технико-экономических расчетов было выбрано наиболее экономичное напряжение линии по которой завод будет получать питание. Для этого варианта был проведён выбор оборудования на главной понизительной подстанции, а также произведен расчет системы внутреннего электроснабжения и электроосвещения, выбраны: ТП, РП, кабели 10кВ и 0,4кВ и соответствующее оборудование, рассчитан энергобаланс предприятия в целом.

В экономической части диплома представлен расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции завода.

В специальной части была рассмотрена защита кабельных линий от коррозии на примере катодной защиты

В разделе «Охрана труда» проведен выбор и расчет заземления ГПП110/10 кВ, приведены технические мероприятия для обеспечения безопасного проведения работ в электроустановках до 1000В.

В разделе релейная защита приведен расчет защиты асинхронного двигателя.

1 Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1998.- 640с.

СНиП 23-05-95 .

Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987 - 368 с.

Справочная книга по светотехнике. /Под ред. Айзейнберга Ю.Б.-2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1995.- 528 с.: ил.

Справочная книга для проектирования электрического освещения. /Под ред. Кнорринга Г.М. - Л.: Энергия , 1976.- 384 с.: ил.

Электроснабжение промышленных предприятий: Методические указания, ДВПИ /Под ред. Н.Ф. Преловской, С.А. Щанниковой, О.В. Полтавцевым, Л.И. Яньковой.

Владивосток, 1990. – 32 с.

Электроснабжение промышленных предприятий / Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. – 3-е изд.,перераб. и доп.- М.; Высш.шк., 1986.- 400с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Основы электроснабжения промышленных предприятий / Федоров А.А., Каменева В.В. - 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд., перераб. и доп. / Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. М.: Энергия, 1980. - 576 с.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. /Под. общ.

ред. А.А. Федорова Т.2. Электрооборудование. - М., Энергоатомиздат, 1987.-592с.

Электроснабжение промышленных предприятий: Методические указания, ДВПИ

/Под ред. Н.Ф. Преловской, С.А. Щаниковой, О.В. Полтавцевым. Владивосток,

1988. - 36с.

Электрические сети и электрооборудование жилых и общественных зданий. /

Тульчин И.К., Нудлер Г. И.- 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990 – 480 с.

Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и

др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с. - (Электроустановки промышленных

предприятий / Под общ. ред. Ю.Н. Тищенко и др.).

Основы техники безопасности. / Долин П.А.- 2-е изд., перераб. и доп. – М.:

Энергоатомиздат, 1984 – 448 с.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп. / Блок В. М., Обушев Г. К., Паперно Л. Б. и др., под ред.

В. М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. – 383 с.

17 В.И. Идельчик. Электрические системы и сети: М. Энергоатомиздат, 1989

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 6

1. Характеристика машиностроительного завода 3

2. Расчет электрических нагрузок 7

2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок 7

2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов 9

2.3 Расчет наружного освещения 17

3. Выбор целесообразной мощности трансформаторов в соответствии с нагрузками цехов 20

3.1 Определение числа трансформаторов 22

3.2. Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП 23

3.3. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП 27

3.4. Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями 28

4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок 29

5 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП 31

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов 32

5.2 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП 34

6 Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП 35

6.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП 35

6.2 Определение потерь энергии в ЛЭП 36

6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП 37

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения. Выбор высоковольтных батарей статических конденсаторов и определение мест их установки 42

8. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения 43

8.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом высоковольтной нагрузки 43

8.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ 43

8.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0.4 кВ 47

9 Расчет токов короткого замыкания в узловых точках схемы электроснабжения предприятия 48

9.1. Проверка кабельных линий напряжением 10 кВ на термическую стойкость. 55

10. Экономическая часть 57

10.1 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия 57

10.2 Баланс рабочего времени 58

10.3 Годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия 58

10.4 Годовые отчисления на социальные нужды 62

10.5 Годовые амортизационные отчисления на реновацию 62

10.6 Годовые отчисления в ремонтный фонд 63

10.7 Стоимость материалов расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год 63

10.8 Прочие ежегодные затраты 64

10.9 Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции 65

11.Релейная защита. Защита асинхронных электродвигателей 66

11.1. Выбор уставок срабатывания токовой отсечки 66

11.2. Расчет защиты от замыканий на землю обмотки статора 67

11.3. Расчет защиты от токов перегрузки. 69

Расчет защиты минимального напряжения. 70

12.1 Выбор разъединителей 71

12.2 Выбор ограничителей перенапряжения 72

12.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ 72

12.4 Выбор выключателей 74

13.2. Технические мероприятия для проведения работ в электроустановках

до 1000В. 82

14. Специальная глава 89

14.1. Защита кабельных линий от коррозии 89

14.2. Катодная защита на примере блока диодно-ризторного типа «ЭНЕРГОМЕРА» БДР-М2 92

6