Электроснабжение коксохимического производства

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    209,91 Кб
  • Опубликовано:
    2013-10-25
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электроснабжение коксохимического производства

Введение

Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в конце XIX в. Первоначально электроэнергию вырабатывали с помощью электрохимических источников (батарей), затем получили распространение генераторы, приводимые в движение поршневыми паровыми либо гидравлическими двигателями. На электростанциях небольшой мощности использовались двигатели внутреннего сгорания. Наиболее распространенными видами топлива в то время были мазут и каменный уголь. Электростанции строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементы городского хозяйства) и работали изолированно друг от друга. Электроэнергия передавалась на незначительные расстояния: электростанции соединялись с потребителем линиями длиной не более 1-2 км. При этом использовались невысокие значения напряжения. Случаи использования напряжения выше 10 кВ в России носили единичный характер (к 1913 г. протяженность подобных высоковольтных линий составляла 109 км).

Единые стандарты отсутствовали: применялись постоянный, однофазный переменный, трехфазный переменный ток; частоты и напряжения в сетях различались. Начиная с 1890-х гг. получили распространение центральные электростанции, обеспечивавшие освещение и транспорт в крупных городах. Крупнейшей из электростанций России до первой мировой войны стала московская тепловая электростанция (ТЭС мощностью 58 МВт).

К последнему предвоенному 1913 году суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии - около 2 млрд. кВт.час, что соответствует показателям одного энергоблока современной крупной электростанции.

В ходе Первой мировой и Гражданской войны электроэнергетическое хозяйство было в значительной мере разрушено. Принципиально новым этапом развития отрасли стал послевоенный план ГОЭЛРО - государственный план электрификации России. В его утвержденном в 1921 году виде план ГОЭЛРО выходил за рамки электроэнергетики и представлял собой комплексный стратегический план развития экономики страны на базе ее электрификации. План предусматривал: Программу А - использование и восстановление существующих электростанций; Программу В - строительство новых электростанций; Программу С - развитие экономики на основе электрификации на перспективу 10-15 лет.

Основными принципами плана ГОЭЛРО являлись: концентрация производства электроэнергии на крупных станциях с централизацией энергоснабжения потребителей; согласование строительства мощностей с развитием экономики данного региона; развитие электрических сетей; создание крупных энергосистем. Если раньше станции, как правило, располагались рядом с потребителями, то в соответствии с планом ГОЭЛРО их стали строить у крупнейших местных источников энергии (месторождений топлива, лучших створов рек). Каждая станция создавалась для энергоснабжения потребителей на определенных территориях. Поэтому станции получили название электроцентралей или государственных районных электростанций (ГРЭС).

Следующий период развития электроэнергетики - со времени выполнения плана ГОЭЛРО (начало 1930-х гг.) до начала Великой Отечественной войны (22 июня 1941 г.). На этом этапе темпы развития отрасли ускорились, электроэнергетика росла опережающими темпами по сравнению с другими отраслями Советской экономики. В 1931 г. объем ввода новых мощностей впервые превысил 1 млн. кВт в год. К середине 1930-х гг. производство электроэнергии увеличилось на порядок по сравнению с довоенным уровнем 1913 года. Вместо тридцати районных электростанций, предусмотренных планом ГОЭЛРО, к середине 1930-х гг. было введено сорок.

К середине 1930-х гг. страна в основном отказалась от импорта энергетического оборудования. Развитие отечественного энергомашиностроения позволило распространить практику наращивания мощности действующих станций. В 1930-х гг. мощность целого ряда ГРЭС была существенно увеличена по сравнению с уровнем, заложенным в плане ГОЭЛРО.

В годы Великой Отечественной войны значительная часть энергетического потенциала была разрушена: установленная мощность электростанций сократились более чем на 40 %; было выведено из строя 10 тыс. км линий высокого напряжения свыше 10 кВ. Однако уже в военное время началось восстановление отрасли. К 1945 г. протяженность сетей превысила довоенный уровень, а суммарная мощность генерации СССР достигла довоенного уровня и превысила его в 1946 г.

В послевоенные годы электроэнергетика в количественном и качественном отношениях быстро развивалась. В 1947 г. СССР вышел на второе место в мире после США по производству электроэнергии. К 1950 г. установленная мощность электростанций достигла 19,6 ГВт против 11,2 ГВт в 1940 г.

В послевоенные годы активно внедрялись системы удаленного и автоматического управления процессами производства и передачи электроэнергии: противоаварийные устройства, устройства телемеханики управления подстанциями и ГЭС, новые средства связи для оперативно-диспетчерского управления и т.д. Автоматизируются технологические процессы ТЭС.

Важный этап развития энергетики - ввод в эксплуатацию Волжских ГЭС и дальних электропередач 400-500 кВ. В 1956 г. введена в эксплуатацию первая электропередача 400 кВ Куйбышев - Москва. Ввод в работу этой электропередачи позволил присоединить на параллельную работу с энергосистемами Центра Куйбышевскую энергосистему района Средней Волги. Этим было положено начало объединению энергосистем различных районов и созданию ЕЭС европейской части СССР. В 1957 г. создано ОДУ ЕЭС европейской части СССР.

Во второй половине 50-х гг. завершился процесс объединения энергосистем Закавказья и продолжилось объединение энергосистем Северо-Запада, Средней Волги и Северного Кавказа. В конце 50-х - начале 60-х гг. созданы ОДУ Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Сибири и Средней Азии.

Формирование ЕЭС страны потребовало создания высшей ступени иерархии диспетчерского управления. В 1969 г. создано Центральное диспетчерское управление - ЦДУ ЕЭС СССР.

В 1970 г. начался новый этап развития энергетики страны - формирование ЕЭС СССР.

С пуском в 1954 г. первой в мире атомной электростанции в г. Обнинске открылась эра атомной энергетики, в последующие десятилетия заметно изменившей структуру энергобаланса и саму энергосистему страны.

Атомная энергетика стала приобретать промышленные масштабы. В 1964г. были введены в эксплуатацию два энергоблока с водо-водяными реакторами (ВВЭР) на Белоярской и Нововоронежской АЭС. Во второй половине 1960-х гг. введены следующие энергоблоки на этих АЭС. Максимальная мощность энергоблоков, введенных на АЭС в эти годы, составила 365 МВт, а суммарная мощность атомных электростанций к концу десятилетия превысила 1 ГВт.

Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России. Относительная однородность оборудования создает хорошие условия для его совершенствования, модернизации оборудования и эксплуатации.

Кроме своего прямого назначения - производства электроэнергии - гидроэнергетика решает дополнительно важнейшие для общества и государства задачи. Прямая выгода от них заключается в создании систем питьевого и промышленного водоснабжения; развитии судоходства; создании ирригационных систем в интересах сельского хозяйства; рыборазведении; регулировании стока рек, позволяющем осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

Гидроэнергетика - ключевой элемент обеспечения системной надежности ЕЭС страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных - сутками.

Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем - развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки. Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами. В отличие от других типов маневренных электростанций, способных покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС.

Целью курсового проекта является решение вопроса по проектированию электрооборудования подстанции коксохимического производства.

Проект выполнен в соответствии с заданием.

1. Общая часть

.1 Характеристика потребителей

Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) в отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприёмники разделяются на три категории.

Электроприёмники I категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Электроприёмники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Из состава электроприёмников I категории следует выделить особую группу приёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. К особой группе можно отнести приёмники аварийной вентиляции, электродвигатели задвижек и запорной аппаратуры, аварийное освещение ряда цехов некоторых химических производств.

Для электроснабжения особой группы электроприёмников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Электроприёмники II категории - электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Рекомендуется обеспечивать эти приёмники электропитанием от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При нарушении электроснабжения допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания.

Электроприёмники III категории - все остальные приёмники, не подходящие под определения I и II категории. Для электроприёмников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для замены или ремонта необходимого элемента системы, не превышают 1 суток.

Потребители коксохимического производства относятся к I и II категории, поэтому для их электроснабжения необходимы два независимых взаимно резервирующих источника питания.

.2 Выбор схемы электроснабжения

Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным и смешанным схемам.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приёма расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть одно- или двухступенчатыми. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия - трансформатор. Пропускная способность блока в послеаварийном режиме рассчитывается исходя из категорийности питаемых потребителей. При однотрансформаторных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приёмников первой категории осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями. Радиальная схема характеризуются тем, что от источника питания, отходят линии, питающие крупные электроприемники или групповые распределительные пункты, от которых, в свою очередь, отходят линии, питающие прочие мелкие электроприемники.

Достоинство радиальных схем:

обеспечивают надёжность питания;

легко применяются элементы автоматики.

Недостатки: большие затраты на установку распределительных пунктов и проводку кабелей и проводов.

Магистральные схемы напряжением от 6 до 10 кВ применяют при линейном размещении подстанций на территории объекта, когда линии от центра питания до пунктов приёма могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двусторонним питанием.

Одиночные магистрали применяются тогда, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость отключения всех остальных потребителей. Надёжность схемы с одиночными магистралями можно повысить, если питаемые или ТП расположить так, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями.

Схемы с двойными («сквозными») магистралями применяются для питания ответственных и технологически связанных между собой потребителей одного объекта.

Одиночные и двойные магистрали с двусторонним питанием («встречные магистрали») применяются при питании от двух независимых источников, требуемых по условиям обеспечения надёжности электроснабжения для потребителей первой и второй категории.

Смешанные схемы питания, сочетающие принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах. Степень резервирования определяется категорийностью потребителей. Потребители первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников. В качестве второго источника питания могут быть использованы секционированные сборные шины электростанций или подстанций, а также и перемычки в сетях на низшем напряжении, если они подают питание от ближайшего распределительного пункта.

Достоинство магистральных схем:

не требуют установки распределительного щита на подстанции;

распределение энергии осуществляется по схеме блок-трансформатор-магистраль, что упрощает и удешевляет сооружение цеховой подстанции;

надёжно для электроснабжения потребителей первой, второй, третьей категории.

Недостатки магистральных схем:

повреждение магистрали приводит к отключению всех потребителей, питаемых от нее.

Для данного курсового проекта выбираем радиальную схему электропитания, так как достоинством её является, обеспечение высокой надёжности питания и в этой схеме легко могут быть использованы элементы автоматики. Также радиальная схема является простой и наглядной, что повышает ее оперативную надежность, а также возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы, как в эксплуатации, так и при расширении станции, возможность ремонтов оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений.

Так как потребители проектируемой подстанции относятся к I и II категориям по бесперебойности электроснабжения, выбираем радиальную схему с секционированием шин, которая обеспечивает наличие двух независимых источников питания.

2. Специальная часть

.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок проводим методом коэффициента максимума по методике, представленной в литературе [2]. Расчет проводим для каждой секции отдельно. Сначала проведем расчет для секции шин 10 кВ.

Исходные данные и результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные и результаты расчетов

Потребители

Рном, кВт

n, шт

Рномi, кВт

киi

cos φi

Рмр, кВт

Qмр, квар

Sмр, кВ·А

Коксовыталкиватель

600

4

2400

0,1

0,75

2953,5

2500

3869,5

Вагоноопрокидыватель

1000

2

2000

0,4

0,6




Транспортеры

500

3

1500

0,5

0,6





Определяем номинальную мощность для группы электроприемников Рном i, кВт, по формуле

Рном i = Рном · n , (1)

где Рном - номинальная мощность электроприемника, кВт;

n - количество электроприемников, шт.

Рном 1 = 600 · 4 = 2400 кВт

Рном 2 = 1000 · 2 = 2000 кВт

Рном 3 = 500 · 3 = 1500 кВт

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для каждой группы электроприемников Рсм i, кВт, по формуле

Рсм i = ки i · Рном i , (2)

где ки i - коэффициент использования для каждой группы электроприемников.

Рсм 1 = 0,1 · 2400 = 240 кВт

Рсм 2 = 0,4 · 2000 = 800 кВт

Рсм 3 = 0,5 · 1500 = 750 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену Qсм i, квар, по формуле

Q см i = Рсм i · tg φi , (3)

где tg φi - коэффициент изменения мощности.

Qсм1 = 240 · 0,88 = 211,2 квар

Qсм2 = 800 · 1,33 = 1064 квар

Qсм3 = 750 · 1,33 = 997,5 квар

Определяем групповой коэффициент использования для секции шин ки по формуле

ки =  (4)

ки = = 0,3

Определяем эффективное число электроприемников упрощенным методом по формуле

m =  (5)

m = = 2

Так как m < 3, эффективное число электроприемников

nэ = n = 9 шт.

По справочной литературе [2] определяем коэффициент максимума км,

км = 1,65

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для электроприемников секции шин Рсм , кВт, по формуле

Рсм = (6)

Рсм = 240 + 800 + 750 = 1790 кВт

Определяем максимальную расчетную активную нагрузку для секции шин 10 кВ Рмр , кВт, по формуле

Рмр = км · Рсм (7)

Рмр = 1,65 · 1790 = 2953,5 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену для электроприемников секции шин Q см , квар, по формуле

Qсм = (8)

Qсм = 211,2 + 1064 + 997,5 = 2272,7 квар

Так как nэ ≤ 10, определяем максимальную расчетную реактивную нагрузку для секции шин 10 кВ Qмр , квар, по формуле

Qмр = 1,1 ∙ Qсм (9)

Qмр = 1,1 ∙ 2272,7 = 2500 квар

Определяем полную максимальную расчетную нагрузку для секции шин 10 кВ Sмр, кВ·А, по формуле

Sмр = (10)

Sмр = = 3869,5 кВ∙А

Далее выполняем расчет нагрузок для секции шин напряжением 0,4 кВ. Исходные данные и результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Исходные данные и результаты расчетов

Потребители

Рном, кВт

n, шт

Рномi, кВт

киi

cos φi

Рмр, кВт

Qмр, квар

Sмр, кВ·А

Дозировочные столы

200

4

800

0,25

0,5

1023,2

817,9

1310

Вентиляторы

150

3

450

0,65

0,8




Насосы

120

1

120

0,9

0,9




Двересъемные машины

230

2

460

0,25

0,7





Определяем номинальную мощность для группы электроприемников

Рном i, кВт, по формуле (1)

Рном1 = 200 · 4 = 800 кВт

Рном2 = 150 · 3 = 450 кВт

Рном3 = 120 · 1 = 120 кВт

Рном4 = 230 · 2 = 460 кВт

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для каждой группы электроприемников Рсм i , кВт, по формуле (2)

Рсм1 = 800 · 0,25 = 200 кВт

Рсм2 = 450 · 0,65 = 292,5 кВт

Рсм3 = 120 · 0,9 = 108 кВт

Рсм4 = 460 · 0,25 = 115 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену Qсм i , квар, по формуле (3)

Qсм1 = 200 · 1,73 = 246 квар

Qсм2 = 292,5 · 0,75 = 219,4 квар

Qсм3 = 108 · 0,48 = 51,8 квар

Qсм4 = 115 · 1,02 = 117,3 квар

Определяем групповой коэффициент использования для секции шин 0,4 кВ по формуле (4)

Ки =  = 0,4

Определяем эффективное число электроприемников по формуле (5)

m = = 1,9

Так как m < 3, то эффективное число приемников

nэ = n = 10 шт.

По справочной литературе [2] определяем коэффициент максимума км , км = 1,43

Определяем среднюю активную нагрузку за наиболее нагруженную смену для секции шин 0,4 кВ Рсм , кВт, по формуле (6)

Рсм = 200 +292,5 + 108 + 115 = 715,5 кВт

Определяем максимальную расчетную активную нагрузку для секции шин 0,4 кВ Рмр , кВт, по формуле (7)

Рмр = 1,43 · 715,5 = 1023,2 кВт

Определяем среднюю реактивную нагрузку за наиболее нагруженную смену для секции шин 0,4 кВ Qсм , квар, по формуле (8)

Qсм = 346 + 219,4 + 51,8 + 117,3 = 743,5 квар

Так как nэ ≤ 10, определяем максимальную расчетную реактивную нагрузку для секции шин 10 кВ Qмр , квар, по формуле (9)

Qмр = 1,1 ∙ 743,5 = 817,9 квар

Определяем полную максимальную нагрузку для секции шин 0,4 кВ Sмр , кВ·А, по формуле (10)

Sмр = = 1310 кВ∙А

.2 Выбор компенсирующего устройства

Установка компенсирующего устройства позволяет повышать коэффициент мощности и снижать потери напряжения в сети.

Определяем коэффициент мощности подстанции cos φпс для решения вопроса о необходимости установки компенсирующего устройства по формуле

cos φпс = , (11)

где Рсм10 - средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, кВт;

Рсм0,4 - средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, кВт; Qсм10 - средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 10 кВ, квар;

Qсмр0,4 - средняя расчетная реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену секции шин 0,4 кВ, квар.

cos φпс = = 0,64

Так как cos φпс меньше оптимального значения коэффициента мощности cos φопт = 0,92 ÷ 0,95, необходимо наличие компенсирующего устройства. Мощность компенсирующего устройства Qку, квар определяем по формуле

Qку = Рсм (tg φпс - tg φопт), (12)

где Рсм - средняя активная нагрузка подстанции за наиболее нагруженную смену, кВт;

tg φпс - коэффициент мощности подстанции;

tg φопт - оптимальный коэффициент мощности.

tg φ =  (13)

tg φпс =  = 1,2

tg φопт =  = 0,33

Рсм = 1790 + 715,5 = 2505,5 кВт

Qку = 2505,5 ∙ (1,2 - 0,33) = 2179,8 квар

По литературе [2] выбираем компенсирующее устройство, имеющее ближайшую меньшую мощность. Выбираем батареи конденсаторов: УК-6/10 -1125ЛУЗ, ПУЗ мощностью 1125 квар, УК-6/10Н -1125Л, П мощностью 900 квар

Определяем действительный коэффициент мощности подстанции с учетом выбранных компенсирующих устройств cos φпс' по формуле

сos φпс' =  (14)

где Qку - суммарная номинальная мощность выбранного компенсирующего устройства, квар, Qку = 1125 + 900 = 2025 квар

сos φпс'=  = 0,93

Выбранное компенсирующее устройство удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям. Оно повышает cos φ почти до оптимального значения.

.3 Расчет и выбор силового трансформатора

Так как по надежности электроснабжения электроприемники данной подстанции относятся к первой и второй категории, то используется раздельная работа двух трансформаторов.

Определяем максимальную расчетную полную нагрузку подстанции с учетом компенсирующих устройств Sмр пс, кВ·А, по формуле

Sмр пс = 2 ∙  (15)

Sмр пс = 2 ∙ = 8363,2 кВ·А

Определяем номинальную мощность силового трансформатора Sном т, кВ·А, по формуле

Sном т, (16)

где К1,2 - доля электроприемников 1,2 категории в общей нагрузке подстанции, К1,2 = 1

Sном т · 1 = 5974 кВ·А

По справочной литературе [5] выбираем два типа трансформаторов, подходящих по мощности, первичному и вторичному напряжению. Данные выбранных трансформаторов представлены в таблице 3.

Проводим технико-экономическое сравнение выбранных трансформаторов.

Таблица 3 - Каталожные данные трансформаторов

Тип трансформатора

Sном, кВ·А

U1ном, кВ

U2ном, кВ

ΔРкз, кВт

Iхх, %

Uкз, %

ΔРхх, кВт

Кт, тыс. руб

ТМН-6300/110

6300

115

11

50

1,0

10,5

10

7500

ТМ-6300/110

6300

121

11

55,16

3,72

10,5

27,3

7100


Определяем реактивные потери при холостом ходе ΔQхх, квар, по формуле

ΔQхх = ·Sном т, (17)

где Iхх - ток холостого хода, %;

Sном т - номинальная мощность силового трансформатора, кВ·А

ΔQхх1 = ∙ 6300 = 63 квар

ΔQхх2 = ∙ 6300 = 234,4 квар

Определяем реактивные потери при коротком замыкании ΔQкз, квар, по формуле

ΔQкз = · Sном т, (18)

где Uкз напряжение короткого замыкания, %

ΔQкз1 =· 6300 = 661,5 квар

ΔQкз2 =· 6300 = 661,5 квар

Определяем приведенные потери активной мощности при коротком замыкании ΔРкз', кВт, по формуле

ΔРкз' = ΔРкз + кпп·ΔQкз, (19)

где кпп - коэффициент повышения потерь, , кпп = 0,05;

ΔРкз - потери активной мощности при коротком замыкании, кВт

ΔРкз1' = 50 + 0,05 ∙ 661,5 = 83,1 кВт

ΔРкз2' = 55,16 + 0,05 ∙ 661,5 = 88,2 кВт

Определяем приведенные потери активной мощности при холостом ходе ΔРхх, кВт, по формуле

ΔРхх' = ΔРхх + кпп·ΔQхх, (20)

где ΔРхх - потери активной мощности при холостом ходе, кВт

ΔРхх1' = 10 + 0,05 · 63 = 13,2 кВт

ΔРхх2' = 27,3 + 0,05 · 234,4 = 39 кВт

Определяем полные приведенные потери активной мощности ΔР', кВт, по формуле

ΔР' = n(ΔРхх' + кз2 · ΔРкз'), (21)

где n - число параллельно работающих трансформаторов, n=1;

кз - коэффициент загрузки трансформатора

кз =  (22)

Sмр секц =, кВ·А (23)

Sмр секц =  = 3828 кВ·А

кз1 = кз2 =  = 0,61

ΔР1 = 13,2 + 0,612 · 83,1 = 44,1 кВт

ΔР2 = 39 + 0,612 · 88,2 = 71,8 кВт

Определяем стоимость потерь активной мощности трансформаторов Сп , тыс. руб., по формуле

Сп = С0 · ΔР' · Тг , (24)

где С0 - удельная стоимость потерь, , С0 = 0,8 ;

Тг - годовое число часов работы, Тг = 6500ч

Сп1 = 0,8 · 44,1 · 6500 = 22932 руб ≈ 229,32 тыс. руб

Сп2 = 0,8 · 71,8 · 6500 = 373360 руб ≈ 373,36 тыс. руб

Определяем стоимость амортизационных отчислений Са, тыс. руб., по формуле

Са = ра · Кт , (25)

где ра норма амортизации, ра = 0,05;

Кт - стоимость трансформаторов, тыс. руб

Са1 = 0,05 · 7500 = 375 тыс. руб

Са2 = 0,05 · 7100 = 355 тыс. руб

Определяем стоимость эксплуатационных расходов Сэ, тыс. руб., по формуле

Сэ = Сп + Са (26)

Сэ1 = 229,32 + 375 = 604,32 тыс. руб

Сэ2 = 373,36 + 355 = 728,36 тыс. руб

Определяем приведенные годовые затраты З, тыс. руб., по формуле

З = Сэ + 0,125 · Кт (27)

З1 = 604,32 + 0,125 · 7500 = 1541,82 тыс.руб

З2 = 728,36 + 0,125 · 7100 = 1615,86 тыс.руб

Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-6300/110, так как приведенные годовые затраты у него меньше, чем у трансформатора

ТМ-6300/110.

.4 Выбор питающей линии

Питающая линия служит для связи источника питания с подстанцией.

При номинальном напряжении 35 кВ и выше используют воздушные ЛЭП. Воздушную линию выбирают по нагреву.

Iдл.доп ≥ Iмр, А, (28)

где Iдл.доп - длительно-допустимый ток, величина справочная, это максимальный ток, при прохождении которого длительное время через проводник заданного сечения не происходит нагрева проводника выше допустимого значения, А;

Iмр - максимальный расчетный ток, протекающий по линии в послеаварийном режиме, А.

Iмр =  (29)

Iмр = = 44,3 А

Выбираем по справочной литературе [4]

Iдл.доп = 84 А

q = 10 мм2

Выбираем по экономической плотности тока сечение линии эк, мм2, по формуле

qэк = , (30)

где jэк - экономическая плотность тока, величина справочная, зависит от типа линии, рода проводящего материала и часов работы в году;

Iр - расчетный ток, протекающий в линии в нормальном режиме работы, А.

Iр =  (31)

Iр = = 31,6 А

По справочной литературе [4] выбираем jэк, jэк = 1

qэк =  = 31,6 мм2

По справочной литературе [4] принимаем ближайшее стандартное значение

qэк = 35 мм2; Iдл.доп = 175 А.

Проверяем выбранное сечение по допустимым потерям напряжения ΔU, % по формуле

ΔU% =· 100 ≤ 5% (32)

где Х0 - удельное индуктивное сопротивление линии, ,

Х0 = 0,4 ;

 - длина линии, км,  = 7 км;

cosφ и sinφ берем с учетом компенсирующего устройства,

cosφ = 0,93; sinφ= 0,37;

R0 - удельное активное сопротивление линии, ,


ρAL = 0,029

R0 = 0,029 ∙ = 0,83  

ΔU% =  · 100 = 0,45 % < 3%

Минимальное допустимое сечение проводов ВЛ по условиям механической прочности с толщиной стенки гололеда 15 мм и более для сталеалюминевых проводов q = 35 мм2. Условие выполняется.

Проверяем выбранное сечение провода по условиям «короны».

Для ВЛ напряжением 110-220 кВ по условиям потерь на корону минимальный диаметр проводов должен быть не менее 11,4 мм (АС70/11).

Окончательно выбираем провод марки АС сечением q = 70 мм2, так как он удовлетворяет всем требованиям.

R0 = 0,029 ∙ = 0,41

.5 Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания рассчитываем в двух точках на напряжение 110 кВ и 10 кВ.

Составляем расчетную схему, рисунок 1.

Sи = 700 МВ∙А  = 7 км Sном т = 6300 кВ·А

Uном и = 110 кВ R0 = 0,41  Uкз = 10,5%

Sкз = 3500 МВ·А X0 = 0,4  U1 = 115 кВ

U2 = 10,5 кВ

 

Рисунок 1 - Расчетная схема

По расчетной схеме составляем схему замещения, рисунок 2.

 

Рисунок 2 - Схема замещения

Определяем значения сопротивлений элементов схемы замещения в относительных единицах при базисных условиях. Задаемся базисными условиями

Sб = 100 МВ·А; Uб = 115 кВ

Хиб* = Хи*, (33)

где Хи* - относительное сопротивление источника питания,

Хи* = 0,2;

Sном и - номинальная мощность источника питания, МВ∙А.

Хлб* = Х0 ·   (34)

Rлб* = R0 ·  , (35)

где Х0, R0 - активное и реактивное сопротивление ВЛЭП, Ом,

X0 = 0,4 , R0 = 0,41 ;  - длина ВЛЭП, м,  = 7 км;

Uср - среднее значение напряжения обмотки ВН трансформатора,

Uср = 115 кВ.

Хтб* = , (36)

где uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, величина справочная, %, uкз = 10,5 %;

Sном т - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

Хрез б* = Хиб* + Хлб* + Хтб* (37)

Храсч* = Хрез*  (38)

Хиб* = 0,2 ∙= 0,03

Хлб* = 0,4 · 7 ∙  = 0,021

Rлб* = 0,41 · 7 ∙  = 0,022

Хтб* =  = 1,67

Хрез б* = 0,03 + 0,021 + 1,67 = 1,721

Храсч* = 1,721 ∙ = 12,05

Проводим расчет токов короткого замыкания в именованных единицах, так как Храсч* > 3.

Определяем сопротивление источника Хи, Ом, по формуле

Хи = , (39)

где Uср - среднее напряжение, кВ, Uср = 115 кВ;

Sкз - мощность короткого замыкания, МВ·А

Хи = = 3,78 Ом

Определяем реактивное и активное сопротивление линии Rл, Ом, и Хл, Ом, по формулам

Хл = Х0 ·  (40)

Rл = R0 ·  (41)

Хл = 0,4 · 7 = 2,8 Ом

Rл = 0,41 · 7 = 2,87 Ом

Определяем сопротивление трансформатора Хт, Ом, по формуле

Хт =  (42)

Хт = = 220 Ом

Определяем результирующее сопротивление короткого замыкания для точки К1 Хрез 1, Ом, по формуле

Хрез 1 = Хи + Хл (43)

Хрез 1 = 3,78 + 2,8 = 6,58 Ом

∙ Rрез = 3 ∙ 2,87 = 8,61 Ом

Так как 3Rрез > Хрез1 , то результирующее сопротивление определяем по формуле

Zрез1 = , Ом  (44)

Zрез1 = = 7,18 Ом

Приводим результирующее сопротивление к напряжению в точке короткого замыкания

Zрез = Zрез  (45)

Zрез 1 = 7,18 ∙ = 7,85 Ом

Определяем ток короткого замыкания Iкз1, кА, по формуле

Iкз =  (46)

Iкз 1 = = 8,46 кА

Так как периодическая составляющая тока короткого замыкания носит незатухающий характер, токи в разные моменты времени равны между собой

Iкз 1 = I01 = I = Iτ = 8,46 кА

Определяем ударный ток iу, кА, по формуле

iу = · I0 · ку, (47)

где ку - ударный коэффициент, ку = 1,82

iу1 = · 8,46 · 1,82 = 21,77 кА

Определяем мощность короткого замыкания в момент отключения выключателей Sτ1, МВ·А, по формуле

Sτ = Iτ· Uср (48)

Sτ1 = 8,46 · 115 = 1685 МВ·А

Определяем результирующее сопротивление второй точки короткого замыкания К2 Хрез 2, Ом, по формуле

Хрез 2 = Хи + Хл + Хт (49)

Хрез 2 = 3,78 + 2,8 + 220 = 226,58 Ом

Так как 3Rрез < Хрез2 , то результирующее сопротивление

Zрез = Хрез 2 = 226,58 Ом

Приводим результирующее сопротивление к напряжению в точке короткого замыкания по формуле (45)

Zрез 2 = 226,58 ∙ = 2,06 Ом

Определяем ток короткого замыкания Iкз2, кА, по формуле (46)

Iкз2 =  = 2,94 кА

Iкз 2 = I02 = I∞2 = Iτ2 = 2,94 кА

Определяем ударный ток iу, кА, по формуле (47)

iу2 = · 2,94 · 1,82 = 7,57 кА

Определяем мощность короткого замыкания Sτ2,МВ·А,

по формуле (48)

Sτ2 = ∙ 2,94 · 10,5 = 53,49 МВ·А

.6 Выбор высоковольтного оборудования

Все высоковольтное оборудование выбирается по номинальному току и напряжению.

Номинальный ток - максимальный ток, при протекании которого длительное время токоведущие части не нагреваются выше допустимого.

Номинальное напряжение - максимальное напряжение, которое выдерживает изоляция аппарата длительное время.

Высоковольтное оборудование проверяется на термическую и электродинамическую устойчивость к токам короткого замыкания, а высоковольтные выключатели - на отключающую способность и мощность.

.6.1 Выбор шин

Сечение шин выбирают по длительно допустимому току (по нагреву) и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Для выбора шин по нагреву должно выполняться условие

Iдл доп ≥ Iмр , А , (50)

где Iдл доп - длительно допустимый ток, величина справочная, максимальный ток, при протекании которого длительное время через провод заданного сечения не происходит нагрева провода выше допустимой температуры, А ;

Iмр - максимальный расчетный ток, протекающий по линии в послеаварийном режиме, А.

Iмр =  (51)

Iмр =  = 485 А

По справочной литературе [4] выбираем

q = (40 х 5) мм2, Iдл доп = 540 А

Выбранное сечение проверяем на термическую устойчивость к токам короткого замыкания

qmin = α · I ·  , (52)

где α - температурный коэффициент, зависит от материала α = 11;

tп - приведенное время короткого замыкания, с.

tп = tпа + tпп , (53)

где tпа - время апериодической составляющей тока короткого замыкания, с.

tпа = 0,005 · (β'')2, (54)

где β'' - температурный коэффициент теплоемкости

β'' = = 1

tпа = 0,005 · 12 = 0,005 с

tп = 0,005 + 0,5 = 0,505 с

qmin = 11 · 8,46 ·  = 66,1 мм2

q = (40 х 5) > qmin = 66,1 мм2, поэтому выбираем сечение шин

q = (40×5) мм2.

Проверяем шины на механическую прочность

δрасч ≤ δдоп , МПа, (55)

где δдоп - допустимое механическое напряжение, МПа

δдоп = 40 МПа;

δрасч - расчетное механическое напряжение, определяется по формуле, МПа

δрасч = , (56)

где Fрасч - расчетное усилие динамического воздействия тока короткого замыкания, определяется по формуле, Н.

Fрасч = 1,76 ∙ 10-7 · iу2 ·  , (57)

где  - длина пролета между изоляторами,  = 1 м;

а - расстояние между фазами, а = 0,45 м;

W - момент сопротивления шины, определяется по формуле

W = , мм3 , (58)

где h - ширина (высота) одной шины, мм;

b - толщина одной полосы, мм.

W =  = 1333 мм3 = 1,333 ∙ 10-6 м3

Fрасч = 1,76 ∙ 10-7 · (21,77 ∙ 103)2 ·  = 185,4 Н

δрасч =  = 97 МПа > 40 мПа

Выбранное сечение шин не удовлетворяет условию электродинамической устойчивости.

Принимаем шины сечением q = (60×6) мм2, Iдл доп = 870 А

W =  = 3600 мм3 = 3,6 ∙ 10-6 м3

δрасч =  = 36 МПа < 40 мПа

Выбранное сечение шин удовлетворяет условию электродинамической устойчивости.

Окончательно выбираем шины алюминиевые сечением

q = (60×6) мм2, Iдл.доп = 870 А

.6.2 Выбор опорных изоляторов

Изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока короткого замыкания. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип

Условия выбора

Каталожные данные

Расчетные данные

ИО-10-3,75 У3

Uном ≥ Uуст Fдоп ≥ Fрасч

Uном = 10 кВ Fдоп = 3,75 кН

Uуст = 10 кВ Fрасч = 185,4 Н


Fдоп = 0,6 · Fразр , Н, (59)

где Fдоп - допустимое усилие, Н;

Fразр - разрушающее усилие, Н, Fразр = 3,75 кН = 3750 Н.

Fдоп = 0,6 · 3750 = 2250 Н

.6.3 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбирают по номинальному току, напряжению, типу, роду установки и проверяют по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности в режиме КЗ.

Выбираем выключатели вакуумные на напряжение 110 и 10 кВ. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Каталожные данные и результаты расчетов на 110 кВ

Тип

Условия выбора

Каталожные данные

Расчетные данные

ВБЭ-110              Iном ≥ Iмр Uном ≥ Uуст Iном тс ≥ I

Iм ≥ iу

Iн отк ≥ Iτ

Sном ≥ SτIном = 1250 А

Uном = 110 кВ

Iн отк = 20 кАIмр = 44,3 А

Uуст = 110 кВ

I = 8,46 кА

tп = 0,505 c

iу = 21,77 кА

Iτ = 8,46 кА

Sτ = 1685 МВ·А




Расчетный ток, протекающий по линии в нормальном режиме

Iр110 = = 31,6 А

С учетом возможной перегрузки трансформаторов

Iмр110 = = 44,3 А

Таблица 6 - Каталожные данные и результаты расчетов на 10 кВ

Тип

Условия выбора

Каталожныеданные

Расчетные данные

ВБКЭ-10                Iном ≥ Iмр Uном ≥ Uуст Iном тс ≥ I

Iм ≥ iу

Iн отк ≥ Iτ

Sном ≥ Sτ Iном = 630 А

Uном = 10 кВ

Iтс = 20 кА

Iн отк = 20 кА

Iм = 52 кАIмр = 485 А

Uуст = 10 кВ

I = 2,94 кА

tп = 0,505 c

iу = 7,57 кА

Iτ = 2,94 кА

Sτ = 53,49 МВ·А




Расчетный ток, протекающий по линии в нормальном режиме

Iр10 = = 346,4 А

С учетом возможной перегрузки трансформаторов

Iмр10 =  = 485 А

.6.4 Выбор трансформатора тока

Трансформатор тока выбираем по номинальному первичному току, номинальному напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности. Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 7.

Определяем кратность динамической устойчивости кдин по формуле

кдин =  (60)

кдин =  = 8,9

Определяем кратность термической устойчивости кту по формуле

кту = Iном , (61)

где tту - время термической устойчивости, с

tту = 1 с;

Iном = 0,6 кА

кту = 0,6 · = 0,43

Таблица 7 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип

Условия выбора

Каталожные данные

Результаты расчетов

ТПОЛ-10У3           Iном ≥ Iмр Uном ≥ Uуст кдин

кту ≥ Iном

Z2доп ≥ Z2Iном = 600 А

Uном = 10 кВ

кдин = 81

кту = 32

Z2доп = 0,6 ОмIмр = 485 А

Uуст = 10 кВ

iу = 7,57 кА

кдин = 8,9

кту = 0,43

Z2 = 0,27 Ом




Произведем расчет мощности электроприборов, подключаемых через трансформатор тока. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Данные электроприборов

Наименование и тип прибора

фаза А

фаза В

фаза С

Амперметр Счетчик активной и реактивной энергии

0,1 2,5

0,1 -

0,1 2,5

Итого

2,6

0,1

2,6


Определим допустимую вторичную нагрузку Z2, Ом, по формуле

Z2 = Rприб + Rпров + Rконт , (62)

где Rприб - сопротивление приборов, Ом;

Rпров - сопротивление соединительных проводов, Ом;

Rконт - переходное сопротивление контактов, Ом

Rконт = 0,1 Ом

Rприб = , Ом, (63)

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, Вт;

I2 ном - номинальный вторичный ток трансформатора тока, А,

I2 ном = 5 А.

Rпров = ρ , Ом, (64)

где ρ - удельное сопротивление проводов,

ρ = 0,029 ;

 - длина проводов, м,  = 10 м;

q - сечение проводов, мм2, q = 4 мм2.

Rприб =  = 0,1 Ом

Rпров = 0,029 ·  = 0,07 Ом

Z2 = 0,07 + 0,1 + 0,1 = 0,27 Ом

.6.5 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения выбираем по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Соответствие классу точности проверяется сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов. Каталожные данные и результаты расчетов представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Каталожные данные и результаты расчетов

Тип

Условия выбора

Каталожные данные

Результаты расчетов

НТМИ-10

Uном ≥ Uуст Sдоп ≥ Sрасч

Uном = 10 кВ S2 доп = 120 В·А

Uуст = 10 кВ Sприб = 28 В·А


Таблица 10 - Данные приборов

Тип прибора

Р, Вт

Q, вар

Вольтметр Э-335 Ваттметр Д-335 Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии

2 3 4 6

- - 9,7 14,5

Итого

15

24,2


Определим мощность приборов Sприб , В·А, по формуле

Sприб = , (65)

где Р - суммарная активная мощность приборов, Вт;

Q - суммарная реактивная мощность приборов, вар.

Sприб = = 28 В·А

.7 Релейная защита

Релейная защита - совокупность специальных защитных устройств, контролирующих состояние всех элементов системы электроснабжения и реагирующих на возникновение повреждений или ненормального режима работы системы.

При повреждении релейная защита выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. К релейной защите предъявляют следующие основные требования: избирательность (селективность) действия; быстродействие; надежность действия и чувствительность.

В качестве защиты силовых трансформаторов от повреждений применяются токовая отсечка, дифференциальная и газовая защиты. Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи максимальной токовой защиты, максимальной защиты с блокировкой минимального напряжения. Защита от перегрузки выполняется реагирующей на ток.

Принимаем к установке следующие виды защит:

токовую отсечку от междуфазных КЗ, выполненную по схеме неполной звезды с двумя реле;

максимальную токовую защиту с пуском по напряжению, выполненную по схеме неполной звезды с двумя реле;

защиту от перегруза, выполненную на одном реле.

Защиты установлены на стороне 110 кВ.

Определяем номинальный ток трансформатора на высшем напряжении Iном вн, А, по формуле

Iном вн =  (66)

Iном вн =  = 31,6 А

Выбираем коэффициент трансформации Кт

К т =  = 200

Определяем ток срабатывания отсечки Iсз , А, по формуле

Iсз = Кн · Iкз вн' , (67)

где Кн коэффициент надежности, Кн = 1,3 для реле РТ-40;

Iкз вн' - ток трехфазного короткого замыкания за трансформатором, приведенный к высшему напряжению трансформатора, А, определяется по формуле

Iкз вн' = Iкз 2  (68)

Iкз вн' = 2940 ∙  = 268 А

Iсз = 1,3 · 268 = 348,4 А

Определяем ток срабатывания реле Iср, А, по формуле

Iср = , (69)

где Ксх - коэффициент схемы, Ксх = 1

Iср = = 1,74 А

Принимаем реле РТ-40/6; Iсраб = (1,5 ÷ 6) А

Определяем коэффициент чувствительности отсечки Кч по

формуле

Кч = , (70)

где Iкз вн - ток двухфазного КЗ перед трансформатором, А

Кч = = 21,3 >> 2

Чувствительность токовой отсечки достаточна, поэтому дифференциальная защита не устанавливается.

Определяем ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению Iсз, А, по формуле

Iсз = Iраб макс, (71)

где Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,2; Кв - коэффициент возврата, Кв = 0,85; Iраб макс - максимальный ток трансформатора на высшей стороне, А, определяем по формуле

Iраб макс =  (72)

Iраб макс =  = 44,3 А

Iсз = · 44,3 = 62,5 А

Определяем ток срабатывания реле РТ-40 Iср по формуле (69)

Iср =  = 0,31 А

Принимаем реле РТ-40/0,6; Iсраб = (0,15 ÷ 0,6) А

Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения Uсз, кВ, по формуле

Uсз = , (73)

где Uост - минимальное остаточное напряжение в месте установки пускового органа напряжение в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ

Uост = 0,7Uном;

Кв - коэффициент возврата, Кв = 1,2 для реле РН-50;

Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,1.

КА1-КА5 - реле тока; KL1-KL3 - промежуточное реле; КТ1,КТ2 - фильтр времени; КН2-КН4 - реле указательное; KSG - газовое реле; KVZ - фильтр реле напряжения; KV1 - реле минимального напряжения

Рисунок 3 - Схема релейной защиты трансформатора

Uсз = = 58 кВ

Принимаем реле РН 53/60; Uсраб = (15 ÷ 60) В

Определяем ток срабатывания защиты от перегрузки Iсз ,А, по формуле

Iсз = Iном т , (74)

где Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,05;

Iсз =  · 31,6 = 39 А

Определяем ток срабатывания реле РТ-40 Iср по формуле (69)

Iс р =  = 0,195 А

Принимаем реле РТ-40/0,6; Iсраб = (0,15 ÷ 0,6) А

Схема релейной защиты представлена на рисунке 3.

.8 Конструктивное выполнение подстанции

Любая подстанция состоит из распределительных устройств высокого и низкого напряжения, силовых трансформаторов.

Распределительным устройством (РУ) называется электрическая установка, служащая для приема и распределении электроэнергии.

Для энергетической системы распределительное устройство является узлом сети, оборудованным электрическими аппаратами и защитными устройствами.

По существу РУ - это конструктивное выполнение принятой электрической схемы, т.е. расстановка электрических аппаратов внутри помещений или на открытом воздухе с соединениями между ними голыми (редко изолированными) шинами или проводами строго в соответствии с электрической схемой.

Каждое РУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, которые связаны между собой сборными шинами, перемычками, кольцевыми и многоугольными соединениями, с размещением различного числа выключателей, разъединителей, реакторов, измерительных трансформаторов и прочих электрических аппаратов, обусловленных принятой схемой.

Распределительные устройства сооружаются как закрытые, или внутренние (ЗРУ), так и открытые, или наружные (ОРУ). ЗРУ надежнее, удобнее, безопаснее, эксплуатация их не зависит от климатических условий и погоды, но они дороже и применяются преимущественно для схем генераторного напряжения и в установках собственных нужд, реже для напряжений 35 - 220 кВ. ОРУ применяются, главным образом для повышающих и понижающих подстанций напряжением 35 кВ и выше.

Кроме того, широко применяются распределительные устройства, выполненные в виде готовых блоков, шкафов, ящиков, собранных на специализированных заводах: сборные конструкции РУ (СБРУ), комплектные РУ внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН), комплектные трансформаторные подстанции (КТП).

Позднее появились и считаются самыми современными новые комплектные РУ, в которых аппараты, коммутация и строительные (поддерживающие и опорные) конструкции совмещены и скомпонованы в общих фигурной формы тубах, в которых в качестве изоляции вместо масла применяются более новые изоляционные материалы: твердые, компаунды, жидкие и газообразные. Например, герметизированные элегазовые комплектные устройства (КРУЭ).

При строительстве подстанций руководствуются основными требованиями к РУ: надежность, удобство и безопасность обслуживания, пожарная безопасность, экономичность, простота расширения.

Надежность обеспечивает бесперебойное электроснабжение в нормальных условиях работы, при ремонтах и авариях. Надежность конструкций достигается высоким качеством проекта, строительных и монтажных работ, квалифицированной эксплуатацией.

При проектировании конструкций РУ, например, сборных шин, для выполнения требований надежности приводятся следующие рекомендации.

Сборные шины или отдельные фазы не должны располагаться друг над другом; ошиновка присоединений не должна располагаться над сборными шинами, особенно на ОРУ; выполнять коммутацию надо при минимальном числе изоляторов и соединений токоведущих частей; из зоны сборных шин желательно исключить такие элементы, как трансформаторы напряжения, разрядники и заземлители и т. д.

Для удобства эксплуатации, т. е. для удобства осмотров, проверки, чистки, замены оборудования, а также его ремонта без нарушения нормальной работы соседних цепей, оборудование располагается рядами в камерах или ячейках, а вдоль фронта камер или оборудования с обеих сторон или с одной предусматриваются коридоры, проходы или проезды, достаточные как для ремонтных работ, так и для транспортировки оборудования, передвижения монтажно-ремонтных механизмов и аппаратуры лабораторий. При компоновке конструкций РУ необходимо предусматривать ремонтные зоны около выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов, сборных шин вместе с шинными разъединителями, аппаратов подключаемых линий.

Ремонтные зоны нужны для удобства ремонтных работ, они должны быть надежно отделены от находящихся под напряжением соседних участков коммутации. Для отделения от соседних участков либо выдерживаются ремонтные расстояния, либо устанавливаются заземленные защитные ограждения.

Внутри камер или ячеек электрические аппараты устанавливаются по возможности одинаково и на легкодоступных расстояниях от проходов и на доступной высоте. Из коридоров осмотра, проходов и проездов должны быть ясно видны все детали конструкций, соединения и крепления. Контролируются также наиболее часто повреждающиеся места на аппаратах и на коммутации: открытые контактные соединения, стыки шин, защиты кабельные воронки и муфты, кинематика механизмов приводов.

Приводы выключателей, рукоятки приводов разъединителей, реле, сигнальные лампы, панели аппаратов управления, зажимы оперативного тока и другие элементы располагаются в ЗРУ на полу и на стенках ячеек в центральном коридоре управления, на ОРУ в специальных металлических шкафах ячеек, причем обязательно одинаково у всех камер или ячеек РУ.

Для безопасности эксплуатации предусматриваются нормированные расстояния от проходов до оголенных токоведущих частей, постоянные защитные сплошные или смешанные ограждения, перила, сетки и т. п. При длине коридоров или проходов более 7 м должно быть обязательно два выхода. На полу ЗРУ укладываются деревянные решетки, резиновые коврики. Применяются блокировки безопасности, окраска шин.

С целью взрывной и пожарной безопасности строительная часть как ЗРУ, так и ОРУ выполняется из несгораемых материалов: металла, кирпича, железобетона, шлакоблоков. Здания и помещения ЗРУ сооружаются преимущественно без оконных проемов. Двери металлические, открываются наружу. Предпочтительны типовые, стандартные сборные и комплектные железобетонные строительные конструкции, допускающие быструю механизированную сборку, разборку и замену поврежденных частей конструкций.

Требование возможности расширения удовлетворяется не только тем, что предусматриваются свободный торец здания РУ и свободный участок территории для расширения открытой площадки. При увеличении числа станций и мощности объединяемых энергосистем увеличиваются токи короткого замыкания и мощности отключения при разрыве цепей. Следовательно, расширение должно предусматривать замену оборудования на более мощное, имеющее большие размеры, замену токопроводов (кабелей, шин, комплектных устройств) на токопроводы более крупных сечений и более мощных конструкций.

электроэнергия трансформатор подстанция релейный

3. Охрана труда

.1 Техника безопасности при работе в распределительных устройствах напряжением выше 1000 В

Правила безопасности при проведении работ в действующих электроустановках приведены в “Межотраслевых правилах по охране труда (правилах безопасности) при эксплуатации электроустановок”.

Работы в действующих электроустановках выше 1000 В должны проводиться по наряду-допуску.

До начала работ необходимо выполнить все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

Организационными мероприятиями являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Технические мероприятия выполняются при подготовке рабочего места со снятием напряжения. Должно быть выполнено следующее:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты “Заземлено”, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

При выполнении работ по наряду в электроустановках выше 1000В лица, ответственные за безопасное ведение работ (выдающий наряд, допускающий, производитель работ) должны назначаться из числа оперативного персонала и иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

При производстве переключений, подготовке рабочего места, выполнении работ без снятия напряжения необходимо пользоваться проверенными и испытанными защитными средствами.  

Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается с помощью мероприятий и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него.

Пожарная безопасность в электроустановках обусловлена наличием в электрооборудовании горючих изоляционных материалов: обмоток электромашин, трансформаторов, различных электромагнитов, проводов, кабелей.

Система пожарной защиты предусматривает следующие меры:

максимально возможное применение негорючих и трудногорючих веществ, материалов в производственных процессах;

ограничение количества горючих веществ и их надлежащее размещение;

изоляцию горючей среды;

предотвращение распространения пожара за пределы очага;

применение средств пожаротушения;

применение конструкций производственных объектов с регламентированным пределом их огнестойкости и горючести;

эвакуацию людей в случае пожара;

применение средств коллективной и индивидуальной защиты от огня;

применение средств пожарной сигнализации; и средств извещения о пожаре;

организацию пожарной охраны объекта.

Заключение

В курсовом проекте на тему «Электроснабжение коксохимического производства» дана характеристика потребителей коксохимического производства по надежности электроснабжения. Для питания потребителей принята радиальная схема питания с секционированием шин.

Расчет максимальных нагрузок питающей подстанции позволяет выбрать компенсирующее устройство для повышения коэффициента мощности сети и силовые трансформаторы.

Для связи источника питания с подстанцией выбрана воздушная линия электропередачи.

В результате расчета токов короткого замыкания выбрано высоковольтное оборудование подстанции: шины, выключатели на напряжение 110 и 10 кВ, опорные изоляторы, трансформаторы тока и напряжения.

Произведен расчет релейной защиты силового трансформатора.

В проекте рассмотрены вопросы конструктивного выполнения подстанций, а также вопросы техники безопасности при работе в действующих электроустановках.

Список литературы

1 Князевский, Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий [Текст]: учеб. пособие для вузов. М.: “Высшая школа”, 1986.

Липкин, Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок [Текст]: учеб. пособие для вузов. М.: «Высшая школа», 1981.

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок, 2002

Правила устройства электроустановок [Текст]/ Минэнерго. - М.: «Энергоиздат», 1985. - 648 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн./Под общ. ред. А.А. Фёдорова и Г.В. Сербиновского [Текст]: Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М.: «Энергия», 1974. - 528 с.

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

Похожие работы на - Электроснабжение коксохимического производства

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!