Дипломная работа: Проектирование системы электроснабжения города

1. Введение

Города являются крупными потребителями электроэнергии, так как в них проживает не только большая часть населения, но и расположено также большое количество промышленных предприятий.

В зависимости от размера города для питания потребителей, расположенных на его территории, должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения. Система электроснабжения охватывает всех потребителей города, включая промышленные предприятия.

Малые города часто располагаются вблизи крупных промышленных предприятий, имеющих самостоятельные системы электроснабжения.

Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей. Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6–10 кВ и сеть общего пользования напряжением 0,38 кВ.

Для городов характерен рост электропотребления, что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности, но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.

Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом, сети становятся самостоятельной областью энергетики, и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.

Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений. Она включает электроснабжающие сети (линии напряжением 35 кВ и выше, понижающие подстанции 35-110/6-10 кВ), распределительные сети (линии напряжением 6-10 кВ и 0,4/0,23 кВ) и трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ.

Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами города, наличием источников питания, характеристиками потребителей и т.п.

Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно, это требует и надлежащего построения схемы сети.

В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям, размещению, оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания, школы, больницы, спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны, их не разрешается размещать под и над помещениями, в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.

Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с мокрым технологическим процессом, душевыми, уборными, ванными и т.д. Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и внутрицехового транспорта.

Повышению надёжности электроснабжения потребителей способствует применение автоматизированных разомкнутых схем сетей с резервированием на стороне высокого или низкого напряжения. Таковы, в частности, двухлучевая и многолучевая схемы, нашедшие практическое применение в сетях Киева и других городов Украины.

2. Электрическая часть

В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 140 000 жителей. Предполагается, что район города будет состоять из 72 шестнадцатиэтажных домов с электроплитами и 154 девятиэтажных домов с газовыми плитами.

Шестнадцатиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом:

26 домов по 127 квартир;

32 домов по 381 квартире;

14 домов по 508 квартир.

Девятиэтажные дома с газовыми плитами будут распределяться так:

64 домов по 72 квартиры;

52 дома по 108 квартир;

38 домов по 144 квартиры.

Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 38 302. Кроме того, в районе предусматривается размещение общественных зданий:

10 школ по 1300 мест;

7 детских садов по 700 мест;

15 промтоварных магазинов, площадью 200м2,

35 продовольственных магазинов, площадью 200м2;

6 универсальных магазинов, площадью 2500м2;

6 ресторанов по 100 мест;

14 кафе по 30 мест;

4 кинотеатра по 1000 мест;

3 больницы по 1400 мест;

6 гостиниц по 600 мест;

5 поликлиник по 1800 посещений в день;

11 отделений почты по 12 рабочих мест;

6 химчисток производительностью 1000 кг за смену;

4 учебных заведений по 8000 мест;

10 парикмахерских по 10 рабочих мест;

10 учреждений по 600 рабочих мест;

16 аптек площадью 100м2;

4 котельных.

В районе предусмотрено размещение 5 заводов мощностью 1860, 2800, 3760, 3100 и 4300 кВт. Геометрические размеры района: длина – 3,7 км, ширина – 3,78 км. Центр питания удален от внешней границы района на расстояние 5 км.

Расчёт электроснабжения такого района города осуществляется в следующей последовательности.

2.1 Разработка генплана района

Разработку генерального плана района производим в следующем порядке:

Определяем из задания на ДП (таблица П-19 [1])

размеры района города;

число коммунально-бытовых, общественных зданий и сооружений надо разместить в данном районе;

число заводов и их установленную мощность;

расстояние до ближайшего ИП централизованной энергосистемы и мощность к.з., им развиваемая.

Выбираем масштаб генплана.

Разрабатываем условные обозначения и конфигурацию для заданных объектов района.

Выбираем конфигурацию района города.

Размещаем заданные объекты и сооружения на генплане района, учитывая следующее:

высотные здания и спортивные сооружения размещаем на периферии ближе к объездной дороге;

здания среднеэтажные, театры и прочие культурно-развлекательные объекты располагаем ближе к центру города;

магазины, школы, сады-ясли, аптеки, ателье и пр. размещаем в микрорайонах равномерно;

для удобства вычисления электрической нагрузки весь район разбиваем на 8 микрорайонов, разделенных улицами и проспектами и обозначаем их буквами А, Б,…, З.

ширину улиц и проспектов выбираем из условий: 2-х полосные в каждом направлении – 12м, 3-х полосные – 18м; газон, т.е. расстояние от ближайшего дома до дорожного полотна – 25-З0м;

заводы размещаем в санитарной зоне за объездной дорогой.

2.2 Расчет нагрузки жилых домов

Расчет нагрузок жилых домов сопряжен с определенными трудностями. Электрические нагрузки жилых домов носят, как правило, случайный характер и зависят от наличия бытовых электроприборов, режима их использования, трудового режима семьи, уровней естественной освещенности помещений и ряда других факторов. По мере развития электрификации быта эти нагрузки непрерывно растут за счет увеличения числа и мощности приборов, приобретаемых населением, что вызывает необходимость при проектировании сети учитывать вероятный рост нагрузки в течение расчетного периода, принимаемого в настоящее время для внутренних сетей примерно 15 лет, а для внешних сетей 10 лет.

Для расчетов электрических нагрузок квартир пользуются величинами удельных электрических нагрузок, выраженных в киловаттах на квартиру, приведенных в Указаниях по проектированию электрооборудования жилых зданий (СН 297-64) с изменениями 1973 г. Удельные нагрузки, учитывающие освещение и бытовые приборы, а также освещение общедомовых помещений зависят от вида энергии, применяемой для приготовления пищи (газовая плита, плита на твердом топливе или сжиженном газе, а также от числа квартир, присоединенных к данному элементу сети.

В основе расчёта нагрузок жилых зданий лежит нагрузка одного потребителя, в качестве которой выступает квартира.

Производим расчет нагрузки 127-квартирного 16-этажного дома с электрическими плитами.

Удельная расчетная нагрузка квартир.

Определяем удельную нагрузку, используя линейную интерполяцию данных таблицы П-1 [1].

Удельная расчетная нагрузка квартир 127-этажного дома составляет

Ркв.уд.127 = 1,109 кВт/квартиру.

Расчетная нагрузка квартир.

Ркв.127 = Ркв.уд.127 · 127 = 1,109 · 127 = 140,9 (кВт).

127 – число квартир в доме.

Силовая нагрузка общественных электроприёмников.

Силовая нагрузка общественных электроприёмников, включая лифты, определяется с учётом соответствующих коэффициентов спроса.

Мощность ЭД лифта 16-ти этажного дома (таблица П-3 [1]) – Рл.16 = 11 кВт.

Количество лифтов в 127-ми квартирном доме – Nл.127 = 2шт.

Коэффициент спроса лифтов 127-ми квартирного дома (таблица П-2 [1]) – кс.127 = 0,9.

Рс.127 = Nл.127 · кс.127 · Рл.16 = 2 · 0,9 · 11 = 19,8 (кВт).

Суммарная активная нагрузка 127-квартирного дома.

Ржд.127 = Ркв.127 + 0,9 · Рс.127 = 140,9 + 0,9 · 19,8 = 158,7 (кВт).

0,9 – коэффициент совмещения максимумов силовой нагрузки и нагрузки квартир.

Полная нагрузка 127-квартирного дома.

Коэффициент мощности квартир (таблица П-4 [1]) – tgφкв.16 = 0,2.

Коэффициент мощности ЭД лифта (таблица П-4 [1]) – tgφл = 1,33.

Производим аналогичный расчет для оставшихся типов домов. Результаты заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Нагрузки жилых домов

2.3 Расчёт нагрузок общественных зданий

Нагрузка таких зданий определяется, как правило, индивидуально в процессе разработки проектов внутреннего электрооборудования. Но в данном расчете мы используем укрупненные показатели нагрузки общественных зданий и предприятий, полученные статистическими методами.

Таблица 2.1 - Удельная нагрузка общественных зданий, количество зданий, количество расчетных единиц и cosφ

Расчетная активная нагрузка школы.

Рр.ш = Руд.ш · nш = 0,14 · 1 300 = 182 (кВт).

Руд.ш – удельная нагрузка школы, кВт/чел;

nш – количество расчетных единиц, чел.

Полная нагрузка школы.

Sр.ш = Рр.ш / cosφш = 182 / 0,95 = 191,58 (кВА).

Расчетная активная нагрузка всех школ района.

ΣРр.ш = Рр.ш · Nш = 182 · 10 = 1820 (кВт).

Nш – число всех школ района, шт.

Полная нагрузка всех школ района.

ΣSр.ш = Sр.ш · Nш = 191,58 · 10 = 1915,8 (кВт).

Nш – число всех школ района, шт.

Производим аналогичные расчеты для других общественных зданий. Результаты заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты расчетных данных по общественным потребителям района

2.4 Нагрузка домов и общественных зданий микрорайона «А»

После разбивки района города на микрорайоны выписываем всех электропотребителей и их количество. Для микрорайона «А»:

Жилые дома:

16-этажные по 127 квартир – 7 шт;

16-этажные по 381 квартир – 8 шт;

16-этажные по 508 квартир – 5 шт;

9-этажные по 72 квартир – 5 шт;

9-этажные по 108 квартир – 5 шт;

9-этажные по 144 квартир – 6 шт.

Общественные здания:

Для определения количества трансформаторных подстанций и мощности каждой ТП следует сложить всю электрическую нагрузку как жилую, так и общественных учреждений.

Активная и полная мощность, потребляемая жилыми домами микрорайона "А".

ΣРж.д.А = Ржд.127 · N127А + Ржд.381 · N381А + Ржд.508 · N508А + Ржд.72 · N72А +

Ржд.108 · N108А + Ржд.144 · N144А = 158,7 · 4 + 388,1 · 6 + 491 · 4 +

+ 58,3 · 5 + 79,1 · 9 + 97,7 · 3 = 7 944 (кВт).

ΣSж.д.А = Sжд.127 · N127А + Sжд.381 · N381А + Sжд.508 · N508А + Sжд.72 · N72А +

Sжд.108 · N108А + Sжд.144 · N144А = 167 · 4 + 407,6 · 6 + 514 · 4 +

+ 64,4 · 5 + 88 · 9 + 108,3 · 3 = 8 412 (кВА).

N127А, …, N144А – количество домов в микрорайоне с числом квартир, соответственно 127, …, 144.

2.5 Активная и полная мощность, потребляемая общественными потребителями микрорайона "А"

Рр – расчетная активная нагрузка каждого из общественных зданий;

Sр – расчетная полная нагрузка каждого из общественных зданий;

NА – кол-во соответствующих общественных зданий в микрорайоне «А».

Активная и полная мощность, потребляемая всеми потребителями микрорайона "А".

Суммарную нагрузку микрорайона рассчитываем с учетом нагрузки наружного освещения, доля которого составляет 5% от суммарной нагрузки.

ΣРА = 1,05·(ΣРжд.А + ΣРон.А) = 1,05·(7 944 + 1 487) = 9 903 (кВт);

ΣSА = 1,05·(ΣSжд.А + ΣSон.А) = 1,05·(8 412 + 1 621) = 10 535 (кВА).

Выполняем аналогичные действия для других микрорайонов. Результаты заносим в таблицы 4.1 и 5.1.

Таблица 4.1 - Распределение потребителей по микрорайонам

Таблица 5.1 – Расчетные данные нагрузок микрорайонов

Определение категории надежности электроснабжения объектов.

Требования к надежности электроснабжения регламентированы ПУЭ, согласно которым все электроприемники в этом отношении подразделяются на три категории:

I категория – электроприемники, нарушение электроснабжения, которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, вызванный повреждением оборудования, массовым браком продукции или расстройством сложных и трудно восстанавливаемых технологических процессов, а также нарушением работы особо важных элементов городского хозяйства. В городских электрических сетях рассчитываемого района к I категории относятся: кинотеатры, универсальные магазины, больницы, а также электроприемники технических и силовых установок узлов радиосвязи, телеграфа, телефонных, водопроводных и канализационных станций.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, причем перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического включения резерва (АВР). Независимым называется источник питания данного объекта (в нашем случае объектом может являться группа электроприемников или электроустановок), на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках. При небольшой мощности электроприемников и некоторых других особенностях местных условий в качестве второго источника питания могут быть использованы передвижные электростанции, аккумуляторные батареи, стационарные генераторы с двигателями внутреннего сгорания или паровыми машинами, а также перемычки на низшем напряжении от ближайшего распределительного пункта, имеющего независимое питание, с автоматическим включением резерва.

II категория – электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый простой рабочих, оборудования и промышленного транспорта, а также нарушение нормальной деятельности большого числа жителей. К этой категории относятся: электроприемники жилых зданий, от 6 до 16 этажей включительно, а также меньшей этажности, но оборудованных стационарными кухонными электроплитами, поликлиники, школы, детские сады, учебные заведения, котельные, рестораны, кафе, продовольственные магазины, химчистки, аптеки, гостиницы, учереждения.

Для электроприемников второй категории перерывы питания допускаются на время, необходимое для включения резерва выездной бригадой или дежурным персоналом. Допускается питание рассматриваемых приемников одной воздушной линией при напряжении 6 кВ и более, а при кабельных линиях не менее чем двумя кабелями, присоединяемыми через самостоятельные разъединители. Однако и для электроснабжения потребителей II категории рекомендуется устройство АВР, если применение этого устройства увеличивает капитальные вложения в сеть не более чем на 15 % или если эти затраты окупаются за 5-8 лет. Допускается резервирование электроприемников II категории при аварии путем устройства перемычек на стороне низшего напряжения шланговым кабелем длиной до 50 м.

III категория – электроприемники, не подходящие под определение I и II категории. К ней, в частности, неответственные потребители, например парикмахерские или промтоварные магазины. Для этих электроприемников допускаются перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента электроснабжения, но не более чем на сутки.

Вывод: Т.к. в проектируемом районе присутствуют электропотребители I категории, причем они равномерно распределены по всему району, то для соблюдения условий их бесперебойного электроснабжения принимаем следующие схемы питания:

1) ГПП

Питание ГПП осуществляем одной двухцепной ВЛ. Сечение провода выбирается по условиям возможности работы одной цепи в послеаварийном режиме.

Применяем схему «одна секционированная система шин» с автоматикой АВР на секционном выключателе. Выбранную схему применяем для сторон ВН, СН и НН ГПП.

Кол-во силовых трансформаторов – 2шт. Мощность выбирается с учетом возможности работы в послеаварийном режиме любого из трансформаторов.

2) ТП

Питание ТП осуществляется от двух кабелей, каждый из которых должен выдерживать нагрузку в послеаварийном режиме.

Применяем схему «одна секционированная система шин» на стороне ВН и НН.

Число силовых трансформаторов – 2шт. Мощность выбирается с расчетом возможности работы в послеаварийном режиме любого из трансформаторов.

2.6 Выбор количества и места расположения ТП по микрорайонам.

Суммарная мощность ТП микрорайона «А».

Суммарную мощность всех ТП микрорайона рассчитываем с учетом коэффициента запаса трансформаторов, который принимаем равным кз = 0,77.

ΣSтр.А = ΣSА / кз = 10 535 / 0,77 = 13 681 (кВА).

Выбор типа и мощности ТП микрорайона «А».

Согласно выдвинутым ранее требованиям по надежности электроснабжения подстанции выполняем двухтрансфоматорными.

Мощность и число ТП:

2 х 1 000 кВА - 5 шт

2 х 630 кВА - 3 шт

2 х 630 кВА - 1 шт (для питания котельной).

Размещение подстанций на территории микрорайона «А».

Размещаем ТП в микрорайоне как можно ближе к центрам нагрузки и пронумеровываем их (центром нагрузки здания считаем геометрический центр его площади).

Расставляем подстанции и определяем их координаты по координатной системе, предварительно нанесенную на генплан района. Результаты заносим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - ТП микрорайона «А»

Производим аналогичные действия для остальных микрорайонов. Результаты заносим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - ТП района города

Нагрузка ТП-1.

Потребители, подключенные к ТП-1.

Жилые дома:

16-этажные по 127 квартир – 3 шт;

16-этажные по 381 квартир – 0 шт;

16-этажные по 508 квартир – 1 шт;

9-этажные по 72 квартир – 0 шт;

9-этажные по 108 квартир – 1 шт;

9-этажные по 144 квартир – 1 шт.

Общественные здания:

Для определения нагрузки на ТП суммируем электрическую нагрузку как жилую, так и общественных учреждений.

Активная и полная мощность, потребляемая жилыми домами микрорайона, подключенными к ТП-1.

Sжд.ТП-1 – расчетная полная нагрузка жилых домов;

NТП-1 – кол-во домов, подключенных к ТП-1.

Активная и полная мощность, потребляемая общественными потребителями, подключенными к ТП-1.

Sон.ТП-1 – расчетная полная нагрузка общественных зданий;

NТП-1 – кол-во общественных зданий, подключенных к ТП-1.

Полная мощность, потребляемая всеми потребителями.

Суммарную нагрузку ТП рассчитываем с учетом нагрузки наружного освещения, доля которого составляет 5% от суммарной нагрузки ТП.

ΣSТП-1 = 1,05·(ΣSжд.ТП-1 + ΣSон.ТП-1) = 1,05·(1211 + 375,3) = 1 665,8 (кВА).

Производим аналогичные действия для остальных ТП. Результаты вычислений заносим в таблицы 8.1–14.1.

Таблица 8.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 9.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 10.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 11.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 12.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 13.1 – Распределение потребителей по ТП

Таблица 14.1 - Расчетные данные нагрузок ТП.

2.7 Расчетная мощность заводской нагрузки

Расчетную мощность заводской нагрузки определяем, предварительно задавшись назначением заводов и определив усредненный соsφ, исходя из технологии производства.

Расчетная мощность завода № 1.

Данные завода:

Тип завода: Металлообрабатывающий.

Потребители: Металлорежущие и обрабатывающие станки, приводимые асинхронными двигателями, выпрямители гальванических ванн.

Активная мощность: РЗ-1 = 4 300 кВт.

Cosφ: CosφЗ-1 = 0,67.

Полная мощность, потребляемая заводом.

SЗ-1 = РЗ-1 / CosφЗ-1 = 4 300 / 0,67 = 6 418 (кВА).

Производим аналогичные действия для других заводов. Результаты заносим в таблицу 15.1.

Таблица 15.1 - Сводная таблица характеристик и рассчитанных данных заводов.

Суммарная полная нагрузка заводов

ΣSЗ = ΣSЗ-1 + ΣSЗ-2 + ΣSЗ-3 +ΣSЗ-4 +ΣSЗ-5 =

= 6 418 + 2 258 + 4 769 + 6 065 + 2 044 = 21 554 (кВА).

2.8 Определение центра нагрузок

Используя расчетные мощности ТП и их координаты по координатной системе рассчитываем абсциссу и ординату центра нагрузки района для размещения в этом месте ГПП.

В расчете не учитываем заводскую нагрузку, т.к. заводы питаются при помощи линии другого класса напряжения (35кВ) нежели городские сети (10кВ).

Расчет производим по следующим формулам:

Sр.i – полная расчетная мощность каждой из ТП;

xi – абсцисса координат соответствующего ТП;

yi – ордината координат соответствующего ТП;

– суммарная расчетная мощность всех ТП района.

После проведения вычисления по этим формулам получаем следующие координаты центра нагрузок района:

х0 = 1 934 м; у0 = 1 760 м.

2.9 Выбор класса напряжений

Выбор напряжения линии, питающей ГПП.

Мощность, передаваемая по линии.

ΣSГПП = ΣSТП + ΣSЗ = 68 846 + 21 554 = 90 340 (кВА).

Длина линии ИП – ГПП.

Расстояние от ГПП до границы города замеряем на генплане. Оно составляет ℓ1 = 1 725 м.

Расстояние от границы города до ИП берем из задания на ДП. ℓ2 = 5 000 м.

ℓВН = ℓ1 + ℓ2 = 1 725 + 5000 = 6 725 (м).

Номинальное напряжение линии выбираем по номограмме (рис. 18.4.ж [2]). При выборе учитываем расчетные данные: мощность, передаваемая по линии; длина линии.

Согласно номограмме оптимальным напряжением для линии с такими параметрами является напряжение 110кВ.

Выбор напряжения линии, питающей предприятия.

Мощность, передаваемая по линии (суммарная мощность заводов) 21 554 кВА.

Длина линии (замеряем на генплане) 1,4 км.

Номинальное напряжение линии выбираем по номограмме (рис. 18.4.б [2]). При выборе учитываем расчетные данные: мощность, передаваемая по линии; длина линии.

Согласно номограмме оптимальным напряжением для линии с такими параметрами является напряжение 35кВ.

Выбор напряжения линии, питающей городские ТП.

Величину напряжения выбираем – 10 кВ. Аргументировать такой выбор можно следующим:

1). Потери в сетях 10 кВ намного меньше, чем в сетях 6 кВ.

2). Широкое распространение и удешевление коммутационной, измерительной аппаратуры и силовых трансформаторов на напряжение 10 кВ и сворачивание производства оборудования на 6 кВ.

2.10 Определение типа, числа, расположения и длинны линий распределительной сети 10 кВ

Для питания городских ТП применяем два типа схем: радиальную и кольцевую. Каждая из них имеет свои достоинства и недостатки.

Радиальная требует меньших капитальных затрат, но обладает меньшей надежностью. При повреждении произошедшей в любом месте сети прекращает питание всех потребителей, находящихся за местом повреждения. Для повышения надежности радиальные сети делают двухцепными. При такой схеме в случае аварии на одной из цепей вторая находится под двойной нагрузкой, что учитывается при расчетах сечений кабелей. В случае повреждения двух цепей все потребители за местом повреждения окажутся обесточенными.

Кольцевые сети более надежны, но требуют больших капитальных затрат на закольцовку и 2 дополнительные ячейки в РУ ГПП. Линии данного типа также выполняют двухцепными для повышения надежности электроснабжения потребителей. В случае повреждения одной цепи линии и отключении поврежденного участка питание потребителе не прервется. Токи кабелей в этом случае принимают значения от Iном до 2Iном, что должно учитываться в расчетах. Даже в случае повреждения обеих цепей линии питание потребителей не прерывается, но токовая нагрузка кабелей может достигать 2Iном.

Линия 1.

Маршрут: ГПП - ТП7 - ТП5 - ТП6 - ТП4 - ТП3 - ТП1 - ТП2

Тип: Радиальная

2.11 Расчетный и допустимый токи линии

Расчетные токи линии и одной цепи определяем с учетом коэффициента одновременности, равного ко = 0,77.

Iр1ц = Iр1л / 2 = 386 / 2 = 193 (А).

Допустимый ток определяем с учетом поправочных коэффициентов к1 и к2, учитывающих условия прокладки - температуру почвы и число и расстояние между кабелями в траншее. Значения коэффициентов выписываем из каталога производителя.

Значение к1 принимаем для 20оС.

к1 = 0,97.

Значение к2 при числе кабелей в траншее 2 шт. при расстоянии между кабелями 200мм, равно:

к2х2 = 0,92.

Предварительно выбираем сечение кабеля, ориентируясь на расчетный ток линии (сразу учитываем послеаварийный режим).

Для линии 1 выбираем кабель сечением 185мм2 на одну цепь. Следовательно, в траншее будут находиться 2 кабеля.

Номинальная и допустимая токовые нагрузки для кабелей из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ сечением 185мм2 при выбранных условиях прокладки равны:

Iн185 = 364 А;

Iд185 = Iн185 · 1,17 = 364 · 1,17 = 426 (А).

Определяем допустимый ток одной цепи линии в нормальном и послеаварийном режимах.

В послеаварийном режиме в работе остается одна цепь линии.

Iд1 = к1 · к2х2 · Iд185 = 0,97 · 0,92 · 426 = 380 (А).

Iд1па = к1 · Iд95 = 0,97 · 426 = 413 (А).

Т.к. токи в номинальном (Iр1ц = 193 А) и послеаварийном режимах Iр1л = 386 А не превышают допустимые токи в, соответственно, нормальном (Iд1 = 380 А) и послеаварийном (Iд1па = 413 А) режимах, следовательно, выбранное сечение подходит по условию нагрева.

Производим аналогичные действия для других заводов. Результаты заносим в таблицы 16.1 и 17.1.

Таблица 16.1 - Результаты расчетов кабельных линий

Таблица 17.1 – Длины кабельных линий 10кВ и марки кабелей

АПвПу – одножильный с алюминиевой токоведущей жилой с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой усиленной оболочке.

Расчет токов короткого замыкания.

Расчет производим для точек КЗ:

1). На шинах 110 кВ ГПП.

2). На шинах 10 кВ ГПП.

3). На шинах 10 кВ ТП4.

4). На шинах 35 кВ ГПП.

5). На шинах 35 кВ ТП завода №1.

Согласно заданию мощность короткого замыкания равна бесконечности, при этом реактивное сопротивление системы равно хс = 0. За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА, за базисное напряжение принимаем Uб = 115 кВ.

Тип замыкания: трехфазное симметричное и однофазное.

Длины кабельных и воздушных линий.

Длины замеряем на генплане.

Длина воздушной линии 110 кВ ЦП - ГПП – ℓ110 = 6,7км.

Длина воздушной линии 35 кВ ГПП - ТП завода №1 – ℓ35 = 3,3км.

Длина кабельной линии 10 кВ ГПП - ТП4 – ℓ10 = 3,115км.

Реактивное сопротивление линий.

Удельные индуктивные сопротивления линий.

х0.110 = 0,413 Ом/км; х0.35 = 0,396 Ом/км; х0.11 = 0,083 Ом/км.

2.12 Реактивные сопротивления линий

Так как от ГПП до ТП-2 проложены два параллельно подключенных кабеля одинакового сечения и с одинаковой нагрузкой, сопротивление кабельной линии будет в 2 раза меньше.

Аналогично для линий 35 и 10 кВ.

х35 = 0,107; х10 = 0,129.

Реактивное сопротивление трансформатора ГПП

Определяем сопротивление трансформатора отдельно для обмоток ВН - СН и ВН - НН трансформатора ТДЦТН-63000/110. Технические характеристики трансформатора:

uк.ВН-СН = 10,5%; uк.ВН-НН = 17%; Sнт = 63 МВА.

Аналогично для обмотки НН.

хТ.НН = 0,27.

Базисный ток.

Действующее значение тока трехфазного КЗ в контрольных точках.

Аналогично для точек К2, К3, К4 и К5.

I2`` = 18,8 кА; I3`` = 13,7 кА;

I4`` = 8,2 кА; I5`` = 5,6 кА.

Ударный ток КЗ в контрольных точках.

Ударный коэффициент принимаем равным куд = 1,8.

Аналогично для точек К2, К3, К4 и К5.

iуд2 = 47,8 кА; iуд3 = 34,8 кА;

iуд4 = 21 кА; iуд5 = 14,2 кА.

Ток однофазного КЗ для точки К1.

Выбор силовых трансформаторов ГПП.

Суммарная нагрузка ГПП.

ΣSГПП = ΣSТП + ΣSЗ = 58 802 + 21 554 = 80 360 (кВА).

Мощность одного трансформатора ГПП.

Мощность рассчитываем с учетом коэффициента запаса, равного кз = 0,75.

2.13 Выбор силовых трансформаторов ГПП

Выбираем трансформаторы, руководствуясь следующими условиями:

а). Номинальная мощность трансформаторов ГПП должна быть больше или равна 53 570 кВА.

б). Трансформаторы должны быть трехобмоточными с обмотками на напряжение ВН – 110кВ, СН – 35кВ и НН – 10 кВ.

в). Трансформаторы должны быть оборудованы устройствами РПН.

По таблице приложения П8 [2] выбираем трансформатор типа ТДЦТН-63000/110.

Это трехфазный трехобмоточный трансформатор мощностью 63 000 кВА, с обмотками на напряжения 110, 35 и 10 кВ, с принудительной циркуляцией воздуха и масла, и с устройством РПН.

Проверка режима работы трансформаторов в послеаварийном режиме.

Послеаварийный режим - режим, при котором отключен один трансформатор и вся нагрузка ложится на трансформатор оставшийся в работе.

Согласно ПУЭ допускается перегрузка трансформатора на 40% (S = 140%) в послеаварийном режиме продолжительностью 24 часа.

С учетом коэффициентов допустимой перегрузки (кп = 1,4) и несовпадения максимумов нагрузки (к0 = 0,9). Допустимая нагрузка трансформатора составит

Т.к. допустимая мощность одного силового трансформатора ГПП (98 000 кВА) больше суммарной нагрузки микрорайона (80 360 кВА), следовательно выбранные трансформаторы смогут работать в послеаварийном режиме. Окончательно принимаем для установки на ГПП силовых трансформаторов типа ТДЦТН-63000/110.

2.14 Выбор аппаратуры на ГПП

Выбор и проверка выключателей 110 кВ.

Ток выключателя в послеаварийном режиме.

Предварительно выбираем элегазовый выключатель марки ВГТ-110 II-40/2500 У1, производства ОАО «УРАЛЭЛЕКТРОТЯЖМАШ».

Проверка.

Номинальное напряжение 110 кВ (наибольшее 126 кВ) ≥ 110 кВ;

Максимальный ток 2500 А ≥ 422 А;

Номинальный ток отключения 40 кА ≥ 22 кА;

Наибольший пик сквозного тока 102 кА ≥ 58,4 кА;

Ток динамической стойкости 40 кА ≥ 22 кА.

Проверка на термическую стойкость.

Полный квадратичный импульс тока при трехфазном КЗ.

где τв110 – полное время отключения выключателя, с;

τрз – время срабатывания РЗ, с;

τа – время действия апериодической составляющей тока КЗ, с.

Полный квадратичный импульс тока, выдерживаемый выключателем.

где Iтс – ток термической стойкости выключателя, кА;

τтс – время протекания тока термической стойкости, с.

Т.к. полный квадратичный импульс тока, выдерживаемый выключателем в 4800 А2·с больше импульса тока при трехфазном КЗ в 227,5 А2·с, значит выключатель выдержит ток КЗ по условиям термической стойкости.

Выключатель подходит по всем параметрам.

Для выбора другой аппаратуры производим аналогичные действия. Результаты заносим в таблицу 18.1.

Таблица 18.1 - Результаты выбора и проверки аппаратуры ГПП

2.15 Расчет линий 110 и 35 кВ

Линии выполняем в виде двухцепных ВЛ. Две цепи необходимы для обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий.

Выбор воздушной, а не кабельной линии объяснятся высокой стоимостью, сложностью и дороговизной обслуживания КЛ напряжением 35 и 110кВ. Применение КЛ высоких напряжений не рекомендуется в городских условиях.

Расчет линии 110 кВ, питающей ГПП.

Номинальный ток линии и одной цепи.

Iц110 = Iл110 / 2 = 422 / 2 = 211 (А).

Сечение проводов ЛЭП выбираем по экономическим интервалам.

Для рассчитанного значения тока оптимальным является сечение 240мм2.

Тип провода – АС-240/39.

Проверка на допустимый нагрев в послеаварийном режиме.

Длительно допустимый ток провода АС-240/39 на открытом воздухе – 610 А. Это значение больше тока линии (422 А), который будет протекать по одной цепи в случае повреждения другой. Следовательно, выбраное сечение подходит по условиям нагрева в послеаварийный период.

2.16 Расчет линии 35 кВ, питающей заводские ТП

Произведя расчеты аналогичные расчетам ВЛ 110кВ получим следующие результаты.

Номинальный ток линии и одной цепи.

Iл110 = 356 А; Iц110 = 178 А.

Тип провода – АС-150/24.

Проверка на допустимый нагрев в послеаварийном режиме.

Длительно допустимый ток провода АС-150/24 на открытом воздухе – 450 А. Это значение больше тока линии (356 А), который будет протекать по одной цепи в случае повреждения другой. Следовательно, выбранное сечение подходит по условиям нагрева в послеаварийный период.

2.17 Расчет сети 0,4 кВ котельной

Электропотребители котельной.

Электропотребители котельной состоят, в основном, из асинхронных двигателей, которые вращают вентиляторы, дымососы котлов и системы вентиляции, а также множество различных насосов. Основная нагрузка приходится именно на этих потребителей. Освещение и бытовые потребители составляют очень небольшую часть от общей нагрузки.

В таблицу 19.1 заносим всех электропотребителей котельной. Мощность двигателей дымососов принимаем рассчитанной в специальной части дипломного проекта – 45 кВт.

Таблица 19.1 – Расчетные данные электропотребителей котельной.

2.18 Расчетная нагрузка силовых и осветительных щитов

Определяем суммарную активную, реактивную мощность и токовую нагрузку каждого щита суммированием соответствующих мощностей и токов потребителей, подключенных к нему. Пусковой ток щита определяем суммированием пускового тока самого мощного потребителя и номинальных токов потребителей меньшей мощности. Результаты расчетов заносим в таблицу 20.1.

Таблица 20.1 – Расчетные нагрузки силовых щитов

2.19 Выбор электрооборудования котельной

Для установки коммутационной аппаратуры применяем 9 силовых щитов. 8 из них установлены в электрощитовой котельной и питают силовое оборудование. Один щит находится в помещении мастерской. От него питаются металлообрабатывающие станки и сварочный трансформатор. Щитки основного и аварийного освещения установлены в помещениях котельной.

Для питания силовых щитов в электрощитовой применяем магистральный шинопровод с подключенными к нему силовыми кабелями.

Для коммутации, защиты КЛ, шин и двигателей применяем, контакторы серий КТИ и КМИ, автоматические выключатели серии ВА производства ИЭК (Россия) а также выключатели серии Электрон.

Кабельные линии выполняем полиэтиленовыми кабелями серии АпвВГ (силовые кабели с изоляцией из сшитого политэтилена в оболочке из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности) производства кольчугинского завода «Электрокабель» (Россия).

Расчет сечений кабельных линий.

Сечение жил кабелей выбираем по допустимому нагреву. Проверку сечения производим по допустимому падению напряжения на клеммах потребителей.

Поправочный температурный коэффициент.

Поправочный коэффициент, учитывающий условия прокладки кабеля.

Для кабелей, проложенных в лотках кп = 0,9.

Поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей в лотке.

Принимаем среднее число кабелей в лотке – 4 шт., Тогда кN = 0,8.

Сечение кабеля аварийного вентилятора №1, подключенного к ЩС-1.

Номинальный ток линии – 22,55А.

Допустимый ток кабеля

Выбираем сечение кабеля по условию IдопКЛ ≥ IдопВА1.

Принимаем стандартное сечение жилы алюминиевого четырехжильного кабеля – 10мм2.

Выполняем аналогичные действия для остальных линий, питающих потребителей и линий питающих щиты. Результаты заносим в таблицу 21.1.

Таблица 21.1 – Сечения кабельных линий.

2.20 Проверка выбранных кабелей на допустимое падение напряжения

Проверку выполняем с учетом переходных сопротивлений контактных соединений и коммутационных аппаратов. Проверяем самые нагруженные и длинные линии.

Падение напряжения на питательном насосе, подключенном к ЩС-1.

Рассчитываем падение напряжения на клеммах двигателя по следующей формуле.

,

где ∆U – падение напряжения на участке сети;

Рр.кл – расчетная активная мощность, проходящая по кабелю;

Rкл – активное сопротивление кабельной линии;

Qр.кл – расчетная реактивная мощность, проходящая по кабелю;

Хкл – реактивное сопротивление кабельной линии;

Uн – номинальное напряжение сети;

Рр.пс – расчетная активная мощность, проходящая через переходные сопротивления;

Rпс – активное сопротивление кабельной переходных сопротивлений.

Принимаем величину напряжения на СШ равное 1,05Uном = 400В.

Поставив значения в вышеприведенную формулу получим следующее значение падения напряжения для питательного насоса, подключенного к ЩС-1.

∆U = 15,42В; ∆U% = + 1,31%.

Эта величина согласно ПУЭ допустима.

Произведя расчет для остальных потребителей определим падение напряжения на их клеммах. Результаты занесем в таблицу 22.1.

Таблица 22.1 – Величины падений напряжения на клеммах потребителей.

Все рассчитанные значения находятся в допустимых пределах.

2.21 Выбор сечений шин распределительных устройств

Сечения шин выбираем по длительно допустимым токам стандартных сечений шин. Результаты выбора заносим в таблицу 23.1.

Таблица 23.1 – Сечения шин распределительных устройств.

2.22 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

Как было сказано выше для управления двигателями применяем контакторы серий КТИ и КМИ производства ИЭК, а для защиты потребителей и щитов - автоматические выключатели серий ВА (ИЭК) и Электрон.

Контакторы выбираем по следующим условиям

Uном.к ≥ Uном.сети;

Iном.к. ≥ Iном.дв,

где Uном.к – номинальное напряжение контактора;

Uном.сети – номинальное напряжение сети;

Iном.к. – номинальный ток контактора;

Iном.дв – номинальный ток двигателя.

Все автоматические выключатели, которые мы будем выбирать оснащены комбинированными расцепителями – тепловой + электромагнитный.

Автоматические выключатели выбираем, руководствуясь следующими условиями:

Uном.ав ≥ Uном.сети;

Iном.ав. ≥ Iном.дв;

Iном.тр. ≥ 1,2·Iном.дв;

Iном.эр. ≥ 1,25·Iпуск.дв,

где Uном.ав – номинальное напряжение автоматического выключателя;

Uном.сети – номинальное напряжение сети;

Iном.ав. – номинальный ток автоматического выключателя;

Iном.дв – номинальный ток двигателя;

Iном.тр. – номинальный ток теплового расцепителя автомата;

Iном.эр. – номинальный ток электромагнитного расцепителя автомата;

Iпуск.дв – пусковой ток двигателя.

Выбранные аппараты заносим в таблицы 24.1 и 25.1.

Таблица 24.1 – Коммутационные аппараты.

Таблица 25.1 – Защитные аппараты.

3. Специальная часть

Применение частотных преобразователей

Проблемы, связанные с прямым пуском двигателя

При прямом пуске двигателя переменного тока по обмоткам двигателя протекают большие токи, которые при частых или затяжных пусках могут привести к выходу из строя двигателя вследствие разрушения изоляции обмоток. Разрушение изоляции происходит по двум причинам: механические разрушения и снижение изоляционных характеристик из-за превышения допустимой температуры.

Первая причина связана с тем, что на обмотки двигателя действуют электродинамические усилия, величина которых пропорциональна квадрату тока. Пусковой ток двигателя в 5 - 7 раз превышает номинальный, соответственно в 25 - 49 раз возрастают электродинамические усилия, действующие на обмотки. Они приводят к механическим перемещениям обмотки в пазовой и лобовых частях, которые разрушают изоляцию. Практикам известно ослабление пазовых клиньев и бандажей в лобовых частях обмоток. Ослабление пазовых клиньев и бандажей усиливает механическое перемещение обмоток и разрушение изоляции.

Вторая причина - термическое разрушение изоляции - связана с тем, что при превышении температурой изоляции установленного для нее порога в последней происходят необратимые физико-химические процессы, приводящие к форсированному старению изоляции. А тепловыделение в обмотках пропорционально квадрату величины тока.

Очевидно, что прямой пуск двигателей - это аварийно опасный режим работы двигателя. Подавляющее большинство выходов из строя двигателей происходит в процессе пуска.

Другие отрицательные аспекты прямого пуска двигателей:

повышение нагрузки на электрические сети. При пуске двигателей, как правило, наблюдаются посадки напряжения, неблагоприятные для других потребителей;

неконтролируемые переходные процессы в двигателях, приводящие к большим переходным моментам, отрицательно влияют на все элементы кинематической цепочки привода.

Замена нерегулируемого привода с асинхронными двигателями.

На сегодняшний день в мире большинство электроприводов составляют нерегулируемые привода с асинхронными двигателями. Их применяют в водо- и теплоснабжении, системах вентиляции и кондиционирования воздуха, компрессорных установках и др.

В таких установках плавная регулировка скорости вращения позволяет в большинстве случаев отказаться от использования редукторов, вариаторов, дросселей и другой регулирующей аппаратуры. Это значительно упрощает механическую систему, повышает ее надежность и снижает эксплуатационные расходы.

Работа механизмов большую часть времени на пониженных частотах вращения с уменьшением циклических динамических и вибрационных нагрузок на подшипники, уплотнения, крепления, фундаменты механизмов и электродвигателей и соответствующим увеличением их ресурса и межремонтного пробега.

При подключении через частотный преобразователь пуск двигателя происходит плавно, без пусковых токов и ударов, что снижает нагрузку на двигатель и механизмы, увеличивает срок их службы.

В случае использования ПЧ в электроприводе вентилятора или дымососа снижение потребления электроэнергии достигается благодаря значительному (в 5-6 раз) уменьшению вращающихся маховых масс рабочего колеса, что исключает непроизводительные потери в переходном пусковом режиме: плавные переходные процессы позволяют снизить динамические нагрузки на подшипники дымососа и двигателя, а также соединительные муфты, что приводит к увеличению их срока службы.

Примеры применения регулируемых электроприводов на базе частотных преобразователей

1. Одной из областей наиболее эффективного применения частотных преобразователей являются насосы дополнительной подкачки в системах водо- и теплоснабжения. Особенностью этих систем является неравномерность потребления воды в зависимости от времени суток, дня недели и времени года.

Постоянный объем подачи приводит к заметному ослаблению напора в часы повышенного разбора воды и к значительному повышению давления в магистрали, когда расход воды снижается. Повышение давления в магистрали ведет к потерям воды на пути к потребителю и увеличивает вероятность разрывов трубопровода.

При применении частотного преобразователя есть две возможности регулировать подачу воды: в соответствии с заранее составленным графиком (без обратной связи) и в соответствии с реальным расходом (с датчиком давления или расхода воды).

Регулирование подачи воды позволяет получить экономию электроэнергии до 50 %, а также значительную экономию воды и тепла. Исключение прямых пусков двигателя позволяет снизить пусковые токи, избежать гидравлических ударов и избыточного давления в магистрали, увеличить срок службы двигателя и трубопроводов.

2. Для решения некоторых задач необходимо точное позиционирование механизма. В таких случаях оправдано применение частотных преобразователей с векторным управлением с обратной связью. Эта группа преобразователей имеет возможность работы с полным моментом в области нулевых скоростей. Привода с асинхронными двигателями, питающимися от таких частотных преобразователей, могут заменить регулируемые привода постоянного тока.

Несмотря на немалую стоимость современных ПЧ, средняя окупаемость вложенных средств за счёт экономии ресурсов составляет 0.5-1.5 года. Это вполне реальные сроки!

Также, не стоит забывать о комплексной автоматизации технологического процесса. Ведь современные ПЧ обладают широким набором функций и позволяют значительно упрощать рабочую схему системы.

Конкретные факты по работе различных систем с ПЧ.

Внедрение частотных преобразователей в котельной железнодорожной больницы г.Ижевска позволило снизить потребление электрической энергии на 26,4%.

В Новодвинске внедрение системы частотно-регулируемого электропривода на насосные станции 2,3,4 внесло значительный экономический эффект. Достигнута экономия электроэнергии свыше 30 процентов. Самое главное, такие преобразователи поддерживают неизменно стабильное давление в тепловых сетях.

Результаты опытной эксплуатации частотно-регулируемых электроприводов на котле № 2 ДЕ-16/14 в котельной Авиагородок 9 «а»: Расход электроэнергии электродвигателем без частотно-регулируемого электропривода – 552 кВт·ч за сутки. Расход электроэнергии электродвигателем с частотно-регулируемым электроприводом – 169 кВт·ч за сутки.

Потребление привода насоса горячего водоснабжения на ЦТП-503 МУП “Теплокоммунэнерго” г.Омска составило:

а) с преобразователем частоты 693.085 кВт·ч/нед;

б) без преобразователя частоты 1046.74 кВт·ч/нед.

Выбор преобразователя частоты.

Общие положения.

При выборе модели преобразователя частоты следует исходить из конкретной задачи, которую должен решать электропривод:

типа и мощности подключаемого электродвигателя,

точности и диапазона регулирования скорости,

точности поддержания момента вращения на валу двигателя.

Так же, можно учитывать конструктивные особенности преобразователя, такие как: размеры, форма, возможность выноса пульта управления и др.

В самом простом случае мощность и тип преобразователя можно определить, зная параметры приводного электродвигателя.

Основные выходные характеристики преобразователя, как известно, определяют:

мощность электрического двигателя,

потребляемый электрический ток,

коэффициент мощности двигателя,

коэффициент полезного действия.

Главным параметром при выборе преобразователя является потребляемый электрический ток двигателя, поскольку он определяет режим работы выходных силовых транзисторов.

Для управления асинхронными двигателями выбираем следующие типовые серии преобразователей различных мощностей:

Насосные преобразователи. Основная область использования - разнообразные приводы промышленных механизмов с “вентиляторной нагрузкой”.

Преобразователи общепромышленного применения. Они широко используется в производственных линиях, технологическом оборудовании, легко адаптируется к разным видам нагрузки.

Преобразователи векторного типа. Рекомендуются для механизмов с динамично меняющимися характеристиками и тяжелыми условиями пуска.

Для дымососов и вентиляторов применяют ПЧ насосного типа. Насосные преобразователи - специализированная серия преобразователей разработана нами для управления механизмами, предназначенными для транспортировки жидкостей и газов. Эти механизмы подразделяются на три группы: насосы, вентиляторы и компрессоры.

Чаще всего преобразователи ориентированы на наиболее распространенную в настоящее время группу насосов, вентиляторов и компрессоров центробежного типа, которые имеют так называемую вентиляторную нагрузку.

Отличительными особенностями преобразователей этой серии, которые обусловлены типом нагрузки, являются:

скалярное управление с фиксированным соотношением между напряжением питания и частотой питающего напряжения (U/f);

отсутствие встроенных и дополнительных тормозных устройств;

пониженная перегрузочная способность по моменту в пределах 15% - 20%.

При выборе ПЧ для мощных вентиляторов, дымососов, компрессоров с большими инерционными массами необходимо обратить внимание на возможность ограничения пусковых токов. Ограничение пусковых токов требуется также для исключения гидроударов в трубопроводах. Ограничение пусковых токов требуется также для исключения гидроударов в трубопроводах.

Необходимо также, чтобы в преобразователе для исключения ударных нагрузок на двигатель и механическую часть привода имелась функция плавного пуска. Благодаря ей можно выставить время разгона или торможения электродвигателя независимо друг от друга в довольно широких пределах.

Для управления дымососом выбираем транзисторный преобразователь частоты FR - F740 производства Mitsubishi Electric, который может выполнять следующие функции:

Плавный запуск двигателя.

Управляемое торможение и автоматический перезапуск при пропадании сетевого напряжения.

Полный контроль и повышенная защита электродвигателя.

Запуск при вращающейся нагрузке.

Оптимальное согласование характеристики крутящего момента с характеристикой машины.

Управление несколькими вентиляторами или насосами.

Локальное ПИД-регулирование и опции подключения к сети обмена данными.

Экономия энергии свыше 60% благодаря технологии OEC.

Большой срок службы при упрощенном техобслуживании.

Мощность и конкретную модель преобразователя выберем после определения мощности двигателя.

Исходные данные для расчета.

Паспортные данные котла.

Сопротивление воздушного тракта Δhк = 60 кгс/мм2.

Температура уходящих газов tдг = 160оС.

Расход топлива Qт = 3690 м3/ч.

Геометрические данные газоходов.

Суммарная длина металлического газохода ℓгм = 65 м.

Ширина металлического газохода хгм = 2 м.

Высота металлического газохода угм = 1,3 м.

Суммарная длина кирпичного газохода ℓгк = 55 м.

Ширина кирпичного газохода хгк = 3,2 м.

Высота кирпичного газохода угк = 2,5 м.

Высота кирпичной трубы котельной Нт = 110 м.

Внутренний диаметр трубы Dт = 3,6 м.

Местные сопротивления, препятствующие прохождению газового потока.

Поворот на 45о х1 = 2 шт.

Шибер х2 = 1 шт.

Резкое расширение (переход металлического дымохода в боров) х3 = 1 шт.

Дополнительные данные для расчета.

Низшая теплота сгорания природного газа Qпг = 7500 ккал/нм3.

Плотность дымовых газов приведенная к 0о С ρ0дг = 1,25 кг/м3.

Плотность воздуха приведенная к 0о С ρ0в = 1,293 кг/м3.

Температура помещения в котором установлен двигатель tк = 30о С.

Максимальная температура изоляции двигателя tи.дв = 150о С.

Расчет мощности на валу дымососа.

Для определения мощности произведем расчет сопротивлений при движении дымовых газов по газоходам.

При выполнении гидравлических расчетов газовый тракт от котла до дымовой трубы разбивается на отдельные участки с неизменными размерами поперечного сечения и определенными расходами уходящих газов. По каждому из участков определяем величину гидравлических сопротивлений.

Расход объема дымовых газов за котлом.

Расход дымовых газов, приведенный к 0о С.

Теоретически необходимое количество воздуха для сгорания 1м3 газа.

V0 = 9,5 м3/м3.

Коэффициент избытка воздуха α = 1,15.

Qп.дг = Qт·(1 + V0 + α) = 3690·(1 + 9,05 + 1,15) = 44 003 (м3/ч).

Расход дымовых газов, приведенный к tдг = 160оС.

Qдг = Qп.дг ·(1 + tдг / 273) = 44 003·(1 + 160 / 273) = 69 792 (м3/ч).

Потери в металлическом газоходе.

Скорость дымовых газов в газоходе.

Потери температуры (газоход - металлический футерованный).

Средняя температура в газоходе.

tср.м = tдг – Δtгм / 2 = 160 – 8,13 / 2 = 155,9 (о С).

Линейные сопротивления (на трение).

Коэффициент трения для металлических поверхностей

λм = 0,02.

Плотность дымовых газов в металлическом газоходе при температуре tср.м=155,9о С.

Линейные сопротивления (на трение).

Суммарные местные сопротивления.

Коэффициенты местных сопротивлений.

Поворот на 45о – ξ1 = 0,5.

Шибер – ξ2 = 1.

Резкое расширение

Местные сопротивления

Расход уходящих газов за металлическим газоходом.

Аналогично определяем потери в кирпичном газоходе и дымовой трубе.

Сопротивления и тягу в трубе рассчитываем для 5 котлов работающих на полную мощность.

Рассчитанные данные для кирпичного газохода:

Скорость дымовых газов в газоходе – 4,16 м/с.

Потери температуры (толщина стенки 0,5 м) – 3,44о_С.

Средняя температура в газоходе – 150,2о_С.

Плотность дымовых газов – 0,806 кг/м3.

Линейные сопротивления (на трение) – 5,47 кгс/м2.

Расход уходящих газов за газоходом – 67 929 м3/с.

Рассчитанные данные для дымовой трубы:

Скорость дымовых газов в трубе – 9,27 м/с.

Потери температуры (толщина стенки > 0,5 м) – 6,88о_С.

Средняя температура в трубе – 145о_С.

Плотность дымовых газов – 0,816 кг/м3.

Линейные сопротивления (на трение) – 42,9 кгс/м2.

Расход уходящих газов за газоходом – 67 929 м3/с.

Потери давления при выходе дымовых газов в атмосферу (скоростной напор) – 34,22 кгс/м2.

Тяга, создаваемая трубой.

Плотность наружного воздуха при 25о С.

Тяга, создаваемая трубой.

Δhт = Нт·(ρв – ρдг.т) = 110·(1,185 – 0,816) = 40,5 (кгс/м2).

Полный расчетный напор дымососа.

Выбор типа дымососа.

Тип дымососа выбираем по номограммам, ориентируясь на величину расхода 69 793 м3/ч и напора 191,8 кг/м2.

Момент инерции рабочего колеса – 485 кг·м2;

КПД в данном режиме – 0,82.

Выбор электродвигателя при использовании прямого пуска.

Мощность на валу дымососа.

Коэффициент запаса при использовании для соединения дымососа и двигателя муфты кз = 1,1.

КПД передачи (муфты) ηп = 0,95.

Коэффициент, учитывающий плотность дымовых газов, относительно плотности воздуха

кп = ρ0дг / ρ0в = 1,25 / 1,293 = 0,967.

Мощность на валу дымососа.

Коэффициент, учитывающий температуру помещения в котором установлен двигатель (номинальная 40о С, а в помещении 30о С).

кт = 1,125.

Мощность двигателя

Рдв = Рд / кт = 49,8 / 1,125 = 44,2 (кВт).

Выбор двигателя.

Для тяго-дутьевых машин, устанавливаемых в котельных, применяют защищенные от пыли и имеющие противосыростную изоляцию электродвигатели.

Для привода дымососа выбираем двигатель 5AM250M8, производства Владимирского электромоторного завода. Двигатель имеет повышенный пусковой момент и защищенное исполнение класса IP54.

Характеристики двигателя:

Тип: 5AM250M8

Номинальная мощность на валу – 45 кВт;

Номинальная скорость вращения – 740 об/мин;

Кратность пускового момента – 1,8;

Кратность критического момента – 2,6;

Кратность пускового тока – 6,8;

Момент инерции ротора – 1,4 кг·м2;

Плотность тока обмоток статора – 4,2 А/мм2.

Проверка на запуск выбранного двигателя.

Статический момент дымососа на максимальной мощности.

Средний за время разгона статический момент дымососа

Мст.ср.д = Мст.д · 0,333 = 642,2 · 0,333 = 213,9 (Н·м).

Время пуска двигателя до достижения температуры обмоток статора равной 150о С.

Динамический момент ротора двигателя и рабочего колеса дымососа.

Суммарный момент сопротивления на валу двигателя при пуске.

МсΣ = МдинΣ + Мст.ср.д = 1708 + 213,9 = 1921,9 (Н·м).

Номинальный момент двигателя.

Средний допустимый момент при пуске двигателя

Т.к. средний допустимый момент при пуске двигателя (1164 Н·м) меньше суммарного момента сопротивления на валу двигателя при пуске (1921,9 Н·м), следовательно двигатель не запустится за время нагрева обмоток статора до максимальной температуры изоляции.

Предварительная проверка двигателя мощностью 55 кВт также выявила недостаточность пускового момента.

Выбираем двигатель 5AM280M8e мощностью 75 кВт, производства Владимирского электромоторного завода. Двигатель имеет защищенное исполнение класса IP54. Проверка на запуск прошла успешно. Средний допустимый момент при пуске двигателя (1808 Н·м) больше суммарного момента сопротивления на валу двигателя при пуске (1488 Н·м), следовательно двигатель запустится за время нагрева обмоток статора до максимальной температуры изоляции.

Выбор двигателя при использовании преобразователя частоты.

При использовании преобразователя пусковой ток двигателя изменяется в пределах 0,5 - 1,5 номинального значения. Производим расчет для первоначально выбранного двигателя мощностью 55 кВт. При этом учитываем, что пусковой момент может быть увеличен на 120% при помощи ПЧ. Выписываем результаты расчетов.

Время пуска двигателя до достижения температуры обмоток статора равной 150о С.

τп.дв = 476 с.

В результате получилась очень большое допустимое время пуска. Ограничиваем его 60 секундами.

Динамический момент ротора двигателя и рабочего колеса дымососа.

МдинΣ = 628,2 Н·м.

Суммарный момент сопротивления на валу двигателя при пуске.

МсΣ = 842 Н·м.

Номинальный момент двигателя.

Мн.дв = 653,3 Н·м.

Средний допустимый момент при пуске двигателя

Мср.п.дв = 1164 Н·м.

Т.к. средний допустимый момент при пуске двигателя (1164 Н·м) больше суммарного момента сопротивления на валу двигателя при пуске (842 Н·м), следовательно двигатель запустится менее чем за 60 секунд, хотя время нагрева обмоток до максимально допустимой температуры намного больше 60 секунд.

Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения привода дымососа.

Расчет производим для 100% нагрузки котлоагрегата. Остальные режимы не рассматриваем. Предполагаем что котел работает 6 месяцев без остановки в период отопительного сезона и 4 месяца по 12 часов в году для горячего водоснабжения.

Капитальные затраты.

Капитальные затраты на вариант с прямым пуском.

Контактор КТИ-5150 (150А) – 468 грн.

Автомат ВА 88-35 (250А) – 658 грн.

Двигатель 5AM280M8e (75кВт) – 15 998 грн.

Капитальные затраты на вариант с мягким пуском.

ПЧ Mitsubishi Electric FR-F740 - 00930 (45кВт) – 24 120 грн.

Автомат ВА 88-33 (150А) – 252 грн.

Двигатель 5AM280M8 (45кВт) – 11 897 грн.

Суммарные капитальные затраты по обоим вариантам.

Σс1 = 468 + 658 + 15 998 = 17 124 (грн.);

Σс2 = 36 269 грн.

Σс1 / Σс2 = 17 124 / 36 629 = 2,12.

Коэффициент загрузки двигателей.

кз1 = Рд / (75 · кт) = 49,8 / (75 · 1,125) = 0,59.

кз2 = 0,983.

КПД и cos φ двигателей при данном коэффициенте загрузки.

Значения снимаем по унифицированным кривым КПД и cosφ для двигателей 10-110 кВт.

η1 = 0,905; cos φ1 = 0,77;

η2 = 0,91; cos φ2 = 0,84.

Потребляемые активная и реактивная мощность.

Р1 = Рд / η1 = 49,8 / 0,905 = 55 (кВт);

Р2 = 54,69 кВт;

Q1 = Р1 · tg φ1 = 55 · 0,829 = 45,57 (кВАр);

Q2 = 35,33 кВАр.

Потребляемые активная и реактивная энергия за год (кВт, кВАр).

Количество часов работы КА в год τр = 5800 ч.

W1 = Р1 · τр = 55 · 5 800 = 318 957 (кВт·ч);

W2 = 317 204 кВт·ч;

W1р = Q1 · τр = 45,57 · 5 800 = 264 297 (кВАр·ч);

W2р = 204 893 кВАр·ч.

Годовые затраты на электроэнергию.

Стоимость активной и реактивной ЭЭ для предприятий.

са = 0,225 грн; ср = 0,45 грн.

Годовые затраты на электроэнергию.

З1а = W1 · са = 318 957· 0,225 = 71 765 (грн);

З2а = 71 370 грн;

З1р = W1р · ср = 264 297· 0,45 = 118 933 (грн);

Зр2 = 92 202 грн.

Экономия электроэнергии за год.

ЭWА = W1 – W2 = 318 957 – 317 204 = 1 752 (кВт·ч);

ЭWР = 59 403 кВАр·ч.

Экономия средств за год.

ЭСА = З1а – З1а = 71 765 – 71 370 = 394,3 (грн);

ЭСР = 26 731 грн;

ΣЭС = ЭСА + ЭСР = 394,3 + 26 731 = 27 126 (грн).

Вывод.

В этой части дипломного проекта мы выполнили расчет полупроводникового пускателя для дымососа котла ДКВР-10/13. Расчеты показали экономическую целесообразность применения подобных устройств, как для создания новых установок подобного типа, так и для модернизации уже работающих. Срок окупаемости полупроводникового привода не превышает 1 года, несмотря на высокую стоимость ППЧ.

Опираясь на данные расчета и опыт эксплуатации полупроводниковых частотных преобразователей, определим преимущества и недостатки из применения на практике.

Преимущества:

Применение двигателей меньшей мощности для привода высокоинерционной нагрузки, чем при использовании прямого пуска. Как следствие повышение коэффициента загрузки двигателя, а, следовательно, повышение его КПД и коэффициента мощности в рабочем режиме.

Снижение пусковых токов двигателя до 1,5 Iном. Как следствие уменьшение нагрузки на сеть во время запуска двигателя и уменьшение электродинамических нагрузок на обмотку статора.

Увеличение cos φ. Как следствие уменьшение реактивной нагрузки на сеть, уменьшение потерь напряжения в питающих линиях.

Снижение динамической нагрузки на приводимый механизм во время пуска. В частности для дымососа: уменьшаются нагрузки на соединительных муфтах, подшипниках дымососа и двигателя, что уменьшает их износ и затраты на обслуживание.

Простота в обслуживании, продолжительный срок службы и высокая надежность современных ППЧ.

Кроме того, следует отметить, что выбранный преобразователь выполнен на современной элементной базе. Главный узел - инвертор построен на транзисторах структуры МДП, что дало возможность применить ШИМ, благодаря которой ыходной сигнал максимально приближен к синусоидальному. Это дает еще больший экономический эффект если произвести сравнение с тиристорными ППЧ, имеющим на выходе кроме основной большое количество паразитных гармоник высоких порядков, энергия которых затрачивается на нагрев двигателя. Суммарная мощность этих гармоник составляет 3-5% от полезной мощности.

К недостаткам можно отнести только высокую стоимость преобразователя.

В перспективе преобразователь можно укомплектовать регулятором разряжения в топке котла и построить систему автоматического регулирования разряжения, которая даст еще больший экономический эффект.

4. Релейная защита и автоматика

Особенности выполнения дифференциальных защит силовых трансформаторов.

Назначение и принцип действия дифференциальной защиты.

В качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов от многофазных коротких замыканий, однофазных коротких замыканий с большим током замыкания на землю и в отдельных случаях от замыканий витков одной фазы широкое распространение получила продольная дифференциальная токовая защита (рисунок 4.1).

При внешнем коротком замыкании и нагрузке токи и направлены в одну сторону (рисунок 4.1, а) и находятся в определённом соотношении, равном коэффициенту трансформации защищаемого трансформатора:

(1)

При внешнем коротком замыкании защита не должна действовать, при коротком замыкании в трансформаторе - должна сработать. С учётом этого и выполняется схема защиты. Трансформаторы тока TAI и TAII, питающие схему, устанавливаются с обеих сторон защищаемого трансформатора. Их вторичные обмотки соединяются разноимёнными полярностями так, чтобы при внешнем коротком замыкании и нагрузке вторичные токи IIв и IIIв были направлены в контуре соединительных проводов последовательно (циркулировали по ним). Дифференциальное реле КА включается параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока.

При таком соединении в случае внешнего короткого замыкания и при токе нагрузки вторичные токи IIв и IIIв замыкаются по обмотке реле КА и направлены в ней встречно, поэтому ток в реле равен разности вторичных токов:

При коротком замыкании в защищаемом трансформаторе вторичные токи IIв и IIIв проходят по обмотке реле в одном направлении (рисунок 4.1,,), в результате чего ток в реле равен их сумме:

Если , то реле срабатывает и отключает трансформатор.

Для того чтобы дифференциальная защита не срабатывала при нагрузке и внешних коротких замыканиях, необходимо уравновесить вторичные токи в плечах защиты таким образом, чтобы ток в реле, равный их разности, отсутствовал:

(2)

Для этого необходимо, чтобы токи совпадали по модулю и по фазе, т. е.

(3)

Способы выполнения защит.

Возможны два основных способа выполнения продольных защит: применение самостоятельных защит для каждой обмотки или общей для всех обмоток. Недостатками первого варианта являются следующие:

защита не реагирует (во многих исполнения) на относительно частый вид повреждения – витковые к. з.;

необходимо устанавливать дополнительные ТТ у выводов фаз к нейтралям и в обмотках, соединенных в треугольник, и большее число комплектов реле.

Поэтому на практике, как правило, применяется второй вариант – общая защита для всех обмоток.

Особенности исполнения дифференциальной защиты трансформаторов.

В продольной дифференциальной токовой защите линий электропередачи и генераторов первичные токи в начале и конце защищаемого участка одинаковы, поэтому для выполнения условия селективности (2) достаточно иметь равенство коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Иное положение имеет место в продольной дифференциальной токовой защите трансформаторов. Первичные токи обмоток трансформатора не равны по значению и в общем случае не совпадают по фазе.

В режиме нагрузки и внешнего короткого замыкания ток трансформатора на стороне низшего напряжения всегда больше тока на стороне высшего напряжения . Их соотношение определяется коэффициентом трансформации силового трансформатора согласно (1).

В трансформаторах со схемами соединения обмоток звезда-треугольник и треугольник-звезда токи и различаются не только по значению, но и по фазе. Угол сдвига фаз зависит от группы соединения обмоток трансформатора. При наиболее распространённой, одиннадцатой группе линейный ток на стороне треугольника опережает линейный ток со стороны звезды на 30° (рисунок 4.2, а).

В трансформаторах со схемами соединения обмоток звезда-звезда и треугольник-треугольник токи и совпадают по фазе (рисунок 4.2, а).

Таким образом, для выполнения условия селективности (2) необходимы специальные меры по выравниванию вторичных токов и по значению, а при разных схемах соединения обмоток ( и ) - и по фазе с тем, чтобы поступающие в реле токи были равны.

Компенсация сдвига токов и по фазе осуществляется соединением в треугольник вторичных обмоток трансформаторов тока, установленных на стороне звезды силового трансформатора (рисунок 4.3). Соединение в треугольник обмоток трансформаторов тока должно соответствовать соединению в треугольник обмотки силового трансформатора. Трансформаторы тока, расположенные на стороне треугольника силового трансформатора, соединяются в звезду.

Соединение одной из групп трансформаторов тока в треугольник обеспечивает компенсацию сдвига фаз между вторичными и первичными токами силового трансформатора не только при симметричной нагрузке и трехфазных к. з., но и при любом несимметричном повреждении или нагрузочном режиме.

На рисунке 4.3 изображены векторные диаграммы токов в схеме защиты при нагрузке и внешних трёхфазных коротких замыканиях. Векторы первичных и вторичных токов в трансформаторах тока и силовом трансформаторе показаны на диаграмме совпадающими по фазе. Из диаграммы следует, что токи , и в линейных проводах трансформаторов тока, соединённых в треугольник, сдвигаются относительно соответствующих фазных токов во вторичной и первичной обмотках трансформаторов тока на угол 30°. Токи в проводах второй группы трансформаторов тока , и совпадают по фазе со своими первичными токами и поэтому сдвинуты по отношению к первичному току звезды силового трансформатора, так же как и токи , и на угол 30°. В результате этого токи, поступающие в реле, совпадают по фазе.

Таким образом, соединение одной из групп трансформаторов тока в треугольник обеспечивает компенсацию сдвига фаз между вторичными и первичными токами силового трансформатора не только при симметричной нагрузке и трёхфазных коротких замыканиях, но и при любом несимметричном повреждении или нагрузочном режиме.

Справедливость этого положения наиболее просто доказывается с помощью метода симметричных составляющих. Токи прямой и обратной последовательностей симметричны, и поэтому токораспределение их в схеме защиты полностью соответствует токораспределению при трехфазном коротком замыкании. Следовательно, соединение одной из групп трансформаторов тока в треугольник, а другой - в звезду обеспечивает компенсацию сдвига фаз первичных токов прямой и обратной последовательностей.

Токи нулевой последовательности появляются при коротких замыканиях на землю и могут замыкаться только через обмотку трансформатора, соединённую в звезду, при условии, что её нулевая точка заземлена. Проходя по этой обмотке, токи нулевой последовательности трансформируются в фазы обмотки, соединённые в треугольник (рисунок 4.4).

В контуре треугольника токи каждой фазы циркулируют, не выходя за его пределы. Это означает, что в дифференциальной защите трансформаторов с соединением обмоток звезда-треугольник токи нулевой

последовательности протекают только по трансформаторам тока, установленным со стороны звезды силового трансформатора, что может вызвать неправильную работу защиты. Эта опасность устраняется тем, что на стороне звезды силового трансформатора трансформаторы тока соединяется в треугольник (рисунок 4.4). Тогда при внешнем однофазном коротком замыкании токи , трансформируясь на вторичную сторону трансформаторов тока, замыкаются в контуре треугольника, не попадая в реле.

Таким образом, для компенсации сдвига фаз токов силовых трансформаторов, соединённых по схеме или необходимо трансформаторы тока на стороне звезды соединить в треугольник, а на стороне треугольника -в звезду.

Выравнивание величин вторичных токов в плечах дифференциальной защиты достигается подбором коэффициентов трансформации и трансформаторов тока дифференциальной защиты и параметров специально для этой цели установленных уравнительных промежуточных автотрансформаторов (рисунок 4.5, а) или промежуточных трансформаторов (рисунок 4.5, б).

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока и выбираются так, чтобы вторичные токи в плечах защиты были равны согласно (3) при нагрузке и внешних коротких замыканиях. При соединении обмоток силового трансформатора по схеме звезда-звезда условие (3) имеет вид: .

Отсюда следует, что коэффициенты трансформации трансформаторов тока должны удовлетворять условию:

(4)

где - коэффициент трансформации силового трансформатора.

При соединении обмоток силового трансформатора по схеме звезда-треугольник ток в плече, питающемся от трансформаторов тока, включённых в треугольник, равен , а в плече, питающемся от трансформаторов тока, соединённых в звезду: . С учётом этого уравнение (6.8) имеет вид:

(5)

Задаваясь одним из коэффициентов трансформации трансформаторов тока, например , можно найти, пользуясь выражениями (4) или (5), расчётное значение второго , обеспечивающее равенство вторичных токов в плечах защиты. Найденный таким образом коэффициент , как правило, получается нестандартным. Поэтому используются стандартные трансформаторы тока с ближайшим к расчётному значению коэффициентом трансформации, а компенсация оставшегося неравенства осуществляется с помощью выравнивающих автотрансформаторов ATL или трансформаторов TL.

В первом случае (рисунок 4.5, а) в одном из плеч защиты устанавливается ATL. Для выравнивания токов в плечах защиты коэффициент трансформации автотрансформатора подбирается так, чтобы его вторичный ток был равен току в противоположном плече защиты:

Отсюда:

Во втором случае (рисунок 4.5, б) применяется выравнивающий трансформатор TL, который состоит из трёх первичных обмоток. Обмотки и (уравнительные) включаются в плечи защиты, а обмотка (рабочая, называемая также дифференциальной) - по дифференциальной схеме на разность токов Вторичная обмотка питает дифференциальное реле КА. Число витков уравнительных обмоток подбирается так, чтобы геометрическая сумма магнитодвижущих сил всех трёх обмоток в условиях сквозного тока была равна нулю:

(6)

При выполнении этого условия результирующая МДС и магнитный поток в магнитопроводе TL отсутствуют, поэтому ток в дифференциальном реле . В рассмотренной схеме неравенство токов плеч компенсируется магнитным способом. Этот способ компенсации удобно сочетается с дифференциальным реле, включаемым через быстронасыщающийся трансформатор (БНТ).

Токи небаланса в дифференциальной защите трансформаторов.

Как уже было сказано выше токи небаланса в защитах трансформаторов определяются значительно большим числом факторов (при общей защите всех обмоток), чем в защитах генераторов и линий и имеют повышенные значения по сравнению с ними. Рассмотрим подробнее составляющие тока небаланса и методы уменьшения их влияния на работу защиты.

Составляющие тока небаланса

Ток небаланса в дифференциальной защите трансформаторов и автотрансформаторов состоит из следующих составляющих:

составляющей Iнб.т.т, обусловленной различием намагничивающих токов (погрешностей) трансформаторов тока защиты. Ее величина равна геометрической сумме намагничивающих токов трансформаторов тока защиты. Для двухобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов

Iнб.т.т = III нам – II нам

Эта составляющая тока небаланса имеет наибольшую величину и является основной;

составляющей Iнб.рег, появляющейся при изменении (регулировании) коэффициента трансформации N силового трансформатора или автотрансформатора. Компенсация неравенства первичных токов, осуществляемая с помощью компенсирующего трансформатора или вспомогательного автотрансформатора, обеспечивается при определенных соотношениях токов обмоток силовых трансформаторов, определяемых их коэффициентом трансформации N. При изменении N компенсация токов нарушается и в дифференциальном реле появляется ток небаланса Iнб.рег. Обычно параметры компенсирующих устройств (ωy или nа) подбираются для среднего значения N. При отклонении от него на ±ΔN% ток небаланса

где Iскв – сквозной ток, протекающий через трансформатор.

Обычно на силовых трансформаторах и автотрансформаторах предусматриваются ответвления, позволяющие изменить N в пределах ±5% номинального (среднего) значения. У трансформаторов с регулировкой N под нагрузкой ΔN = ±10 ÷ 15%;

составляющей небаланса, возникающей при неточной компенсации неравенства токов плеч. Этот небаланс Iнб.комп появляется в тех случаях, когда регулирующие возможности компенсирующих устройств не позволяют подобрать расчетные значения (ωy или nа), необходимые для полной компенсации;

составляющей, обусловленной наличием тока намагничивания Iнам у силового трансформатора. Ток намагничивания нарушает расчетное соотношение между первичным и вторичным токами силового трансформатора, и вызывает ток Iнб.нам = Iнам трансформатора.

В нормальном режиме Iнам силового трансформатора не превышает 1–5% номинального тока; при к. з. ток намагничивания уменьшается; при неустановившемся режиме, связанном с внезапным увеличением напряжения на трансформаторе, ток намагничивания силового трансформатора резко возрастает. В режиме нагрузки и к. з. Iнб.нам обычно не учитывается из-за его малой величины;

Компенсирующие трансформаторы и автотрансформаторы вносят погрешность при трансформации токов плеч, что вызывает появление небаланса. Однако этот небаланс очень мал и поэтому не учитывается.

Из сказанного вытекает, что полный ток небаланса в дифференциальной защите трансформаторов при внешних к. з. определяется в основном Iнб.т.т и Iнб.рег.

В некоторых случаях к ним добавляется ток Iнб.комп вызванный неточностью компенсации неравенства токов в плечах защиты. Таким образом, в общем случае полный так небаланса

Iнб = Iнб.т.т + Iнб.рег + Iнб.комп

Величина тока небаланса в дифференциальных защитах трансформаторов оказывается обычно большей, чем в дифференциальных защитах генераторов и линий, что объясняется наличием дополнительных составляющих в токе небаланса (Iнб.рег и Iпб.комп) и большим абсолютным значением составляющей Iнб.т.т, обусловленной погрешностями трансформаторов тока. Последнее вызывается тремя особенностями, характерными для дифференциальных защит трансформаторов.

Первая из них состоит в конструктивной разнотипности трансформаторов тока, применяемых на стороне высшего и низшего напряжения силовых трансформаторов.

Эти конструктивные решения порождают различие магнитных характеристик трансформаторов тока и их токов намагничивания, что приводит к увеличению разности III нам – II нам Определяющей величины Iнб.т.т.

Особенно резко отличаются характеристики трансформаторов тока, встраиваемых во вводы масляных выключателей (напряжением 35 кВ и выше), от характеристик выносных трансформаторов тока, применяемых на напряжения 10 и 6 кВ.

Второй особенностью дифференциальной защиты трансформаторов является большое сопротивление нагрузки, присоединенной ко вторичным обмоткам трансформаторов тока, и значительное различие сопротивлений плеч.

Сопротивление нагрузки состоит из сопротивления соединительных проводов между трансформатором тока и реле и определяется расстоянием от щита управления, где устанавливаются реле, до распределительных устройств, в которых размещаются трансформаторы тока защиты силовых трансформаторов. Очень часто эти расстояния бывают значительными и неодинаковыми по величине.

Кроме того, нужно учитывать, что сопротивление линейных проводов ложится утроенной нагрузкой на трансформаторы тока, соединенные в треугольник, благодаря чему даже при равенстве длин плеч трансформаторы тока, соединенные в треугольник оказываются более загруженными, чем вторая группа трансформаторов тока, соединяемая в звезду.

Третья особенность имеет место у трехобмоточных трансформаторов, а также у двухобмоточных с двумя выключателями на стороне какой-либо обмотки.

В этих случаях кратности токов при внешних к. з. для различных групп трансформаторов тока дифференциальной защиты получаются неодинаковыми. Через одну группу протекает суммарный ток к. з., в то время как через две другие группы – лишь часть этого тока (рисунок 4.6).

В результате первые трансформаторы тока намагничиваются сильнее, что вызывает резкое увеличение их намагничивающих таков по сравнению с намагничивающими токами двух остальных групп.

Расчетным путем ток небаланса Iнб.т.т оценивается, так же как и в дифференциальной защите генераторов, по приближенной формуле, предполагающей, что при максимальном значении тока внешнего к. з. Iк.з.макс погрешность трансформаторов тока не превышает 10% (0,1). В соответствии с этим

Iнб.т.т = kодн 0,1 Iкз. макс,

где kодн учитывает различие в погрешности трансформаторов тока, образующих дифференциальную схему;

kодн = 0,5 ÷ 1, при существенном различии условий работы и конструкций трансформаторов тока различие их погрешностей достигает максимального значения, в этом случае kодн принимается равным 1.

С учетом выражений (3) и (4) расчетное значение полного тока небаланса по выражению (2) примет вид:

Iнб = (kодн 0,1 + ΔNрег) Iк.з.макс.

Меры для предупреждения действия защиты от токов небаланса.

Предотвращение работы защиты от токов небаланса достигается выбором тока срабатывания защиты Iср > Iнб.

Очевидно, что данное условие ограничивает чувствительность защиты.

Для обеспечения достаточной чувствительности защиты принимаются меры к понижению величины Iнб. Уменьшение токов небаланса, обусловленных погрешностью трансформаторов тока Iнб.т.т, обеспечивается подбором трансформаторов тока и их вторичной нагрузки таким образом, чтобы они не насыщались при максимальном значении тока сквозного к. з. Для обеспечения этого условия трансформаторы тока и их вторичная нагрузка выбираются по кривым 10%-ной погрешности или по характеристикам намагничивания трансформаторов тока.

Хотя указанные меры и позволяют уменьшить ток небаланса (за счет снижения Iнб.т.т), его значение остается все же большим. В связи с этим для повышения чувствительности дифференциальной защиты и вместе с тем для более надежной отстройки от токов небаланса применяются реле, включенные через быстронасыщающиеся вспомогательные трансформаторы, и реле с торможением.

Токи намагничивания силовых трансформаторов при включении под напряжение.

Еще одна особенность трансформаторов, влияющая на надежность защит, которую также необходимо учитывать при построении их защит – токи намагничивания силовых трансформаторов при включении под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к. з.

Характер изменения токов намагничивания.

При включении силовых трансформаторов под напряжение или при восстановлении на них напряжения после отключения внешнего к. з. в обмотке, питающей трансформатор, возникает резкий бросок тока намагничивания, имеющий затухающий характер (рисунок 4.7). Максимальное значение этого тока в несколько раз превосходит номинальный ток трансформатора.

Резкое возрастание тока намагничивания объясняется насыщением магнитопровода трансформатора. При включении трансформатора под напряжение оно появляется на его обмотке внезапно. Аналогичная картина имеет место на трансформаторе после отключения к. з. при восстановлении напряжения (рисунок 4.8).

Во время к. з. напряжение на трансформаторе понижается в пределе до нуля. После отключения повреждения (точка В) происходит скачкообразное восстановление напряжения на зажимах трансформатора.

В обоих случаях магнитный поток в сердечнике трансформатора устанавливается не сразу. Возникает переходный процесс, сопровождающийся «появлением двух потоков: установившегося Фу и свободного, постепенно затухающего Фсв (рисунок 4.9). Результирующий поток Фт = Фу + Фсв; в начальный момент (t = 0) Фт0 = 0 и поэтому Фсв0 = – Фу0. Во втором полупериоде знаки обоих потоков совпадают и результирующий поток трансформатора достигает максимума Фт.макс.

Установившейся поток Фу отстает от напряжения Uт на 90°, поэтому величина свободного потока Фсв0, а следовательно, и, Фт.макс зависят от фазы Uт и достигают наибольшего значения при включении трансформатора в момент прохождения Uт через нуль. В этом случае без учета затухания Фт.макс = 2Фу. Величина потока Фт.макс может достигать и больших значений, если магнитопровод трансформатора имеет остаточное намагничивание и соответствующий ему поток Фост совпадает по знаку со свободным потоком Фсв. Тогда Фт.макс = (2Фу + Фост) > 2Фу.

При потоках, близких к 2Фу, магнитопровод трансформатора насыщается, что и обусловливает резкий рост (бросок) намагничивающего тока Iнам трансформатора.

Изменение тока Iнам по времени, показанное на рисунке 4.9, характеризуется следующими особенностями:

1. Кривая тока носит асимметричный характер до тех пор, пока Iнам не достигнет установившегося значения.

2. Кривая может быть разложена на апериодическую составляющую и синусоидальные токи различных гармоник. Апериодическая составляющая имеет весьма большое удельное значение.

3. Время затухания токов определяется постоянными трансформатора и сети и может достигать 2–3 сек; чем мощнее трансформатор, тем дольше продолжается затухание.

4. Первоначальный бросок тока может достигать 5–10-кратного значения номинального тока трансформатора.

Кратность броска тока на мощных трансформаторах меньше, чем на маломощных.

Ток намагничивания протекает только по обмотке, включаемой под напряжение (или на которой оно восстанавливается), т. е. так же как протекает ток к. з. при повреждении в трансформаторе, имеющем одностороннее питание. Для предотвращения ложных действий дифференциальной защиты в этих случаях принимаются специальные меры, рассмотренные ниже.

Способы предотвращения работы защиты от бросков тока намагничивания.

Наиболее простым и ранее широко применявшимся являлся способ замедления защиты на время порядка 1 сек. Однако при этом терялось наиболее ценное свойство защиты – ее быстродействие. Применялись и другие, более сложные способы отстройки от токов намагничивания с сохранением быстродействия (блокировки от понижения напряжения, торможение от токов высших гармоник и т. д.).

Опыт эксплуатации показал, что эти способы себя не оправдали; они приводила к усложнению защиты и не давали достаточно надежной отстройки от намагничивающих токов. Поэтому в Советском Союзе указанные способы не рекомендуются к применению.

В настоящее время на территории бывшего СССР самыми распространенными способами отстройки от токов намагничивания являются следующие два:

Первый из них заключается в применении быстронасыщающихся трансформаторов (БНТ), через которые включаются дифференциальные реле. БНТ не пропускают апериодического тока, составляющего значительную часть тока намагничивания, и позволяют, таким образом, надежно отстроить дифференциальные реле от намагничивающих токов.

Второй способ состоит в отстройке тока срабатывания реле от тока намагничивания по величине. На таком принципе выполняется защита, называемая дифференциальной отсечкой.

Преимуществом обоих способов являются: простота, надежность и сохранение основного достоинства дифференциальной защиты – быстроты действия.

Схемы выполнения дифференциальной защиты трансформаторов.

Схемы токовых цепей защиты на трансформаторах с соединением обмоток обычно выполняются с двумя трансформаторами тока, установленными на стороне треугольника силового трансформатора (рисунок 4.10), и с двумя реле. В этой схеме вместо провода отсутствующей фазы В используется нулевой (обратный) провод, в котором, как это следует из токораспределения на рисунке 6, а, проходит геометрическая сумма противоположно направленных токов фаз А и С, т.е. ток, совпадающий по значению и направлению с током отсутствующей фазы В.

Недостатком схемы, приведённой на рисунке 6, а, является то, что она не действует при двойных замыканиях на землю на стороне низкого напряжения в тех случаях, когда точка замыкания на землю в трансформаторе возникает на фазе, не имеющей трансформатора тока. Это повреждение будет отключаться другими защитами трансформатора – максимальной токовой или газовой защитой. Этого недостатка лишена трёхфазная схема (с тремя реле и тремя трансформаторами тока) на стороне треугольника силового трансформатора, которая и применяется на трансформаторах большой и средней мощности. Такая схема, при которой в два раза повышается чувствительность защиты к двухфазным коротким замыканиям на стороне звезды, применяется, в частности, на трёхобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.

Дифференциальная токовая отсечка.

Дифференциальная токовая отсечка выполняется с помощью простых токовых реле, действующих на отключение без выдержки времени. Схема дифференциальной отсечки показана на рисунке 4.11. Для облегчения отстройки от мгновенного пика бросков намагничивающих токов на выходе отсечки следует устанавливать промежуточное реле со временем действия 0,04 - 0,06 с. Ток срабатывания для отстройки от токов намагничивания принимается в пределах .

Трансформаторы тока должны выбираться по кривым предельной кратности таким образом, чтобы их полная погрешность не превышала 10%. При этих условиях отстройка от броска тока намагничивания одновременно обеспечивает отстройку и от токов небаланса при внешних коротких замыканиях.

Из-за большого значения тока срабатывания отсечка недостаточно чувствительна к витковым замыканиям. Надёжность действия отсечки при повреждениях на выводах трансформатора с приёмной стороны необходимо проверять по току двухфазного короткого замыкания. Как правило, чувствительность оценивается коэффициентом чувствительности: . Для выравнивания токов используются автотрансформаторы типа АТ-27.

Достоинством отсечки являются простота и быстродействие. Недостатком следует считать ограниченную чувствительность. Дифференциальная отсечка обычно применяется на трансформаторах малой мощности.

Дифференциальная защита с токовыми реле, включёнными через быстронасыщающиеся трансформаторы тока.

На рисунке 4.12 представлена схема дифференциальной защиты с реле РНТ-565. Подмагничивающее действие апериодического тока, появляющегося в первый момент короткого замыкания, приводит к замедлению при повреждении в зоне её действия. Продолжительность такого замедления невелика и составляет 0,03 - 0,1 с. Замедление действия является недостатком схемы с НТТ.

Ток срабатывания защиты должен отстраиваться от переменной составляющей переходных токов намагничивания и небаланса. В результате этого чувствительность защиты с насыщающимися трансформаторами оказывается выше, чем токовой отсечки. Опыт эксплуатации показывает, что ток срабатывания можно выбирать в пределах . При этом предполагается, что трансформаторы тока подобраны по кривым предельной кратности.

Схема, поясняющая его включение, показана на рисунке 4.12. Обмотки и образуют насыщающийся трансформатор. Первая из них включается по дифференциальной схеме (на разность токов), вторая - питает токовое реле КА (типа РТ-40). Уравнительные обмотки включаются в плечи защиты и служат для уравнивания вторичных токов. В защите двухобмоточных трансформаторов используется одна обмотка.

Число витков уравнительной обмотки регулируется с помощью отпаек и подбирается таким образом, чтобы при внешнем коротком замыкании ток в реле, а следовательно, и в обмотке отсутствовал, т.е. . Для обеспечения этого условия магнитодвижущие силы уравнительной и рабочей обмоток должны уравновешиваться согласно выражению (6).

Ток срабатывания защиты регулируется изменением числа витков обмотки . На магнитопроводе реле РНТ-560 имеется короткозамкнутая обмотка .

Она повышает отстройку реле от токов небаланса и бросков намагничивающих токов силового трансформатора, особенно когда эти токи не полностью сдвинуты относительно нулевой линии.

Ток , поступающий в первичную обмотку РНТ (рисунок 4.5, б), создаёт магнитодвижущую силу , которая образует в среднем стержне магнитный поток , замыкающийся по крайним стержням 2 и 3 магнитопровода. В общем случае ток состоит из переменной и апериодической составляющих: . Соответственно этому образуются две составляющие МДС и и два магнитных потока и .

Переменный поток , замыкаясь по стержню 2, наводит в обмотке , питающей реле КА, ЭДС . Апериодический поток , медленно изменяющийся во времени, не создаёт ЭДС в и полностью затрачивается на намагничивание магнитопровода. При наличии короткозамкнутой обмотки (рисунок 4.5, б) переменная составляющая потока наводит в витках ЭДС и ток . Последний создаёт МДС и .

Магнитодвижущая сила действует навстречу и почти полностью компенсирует её. Результирующая МДС создаёт остаточный поток (где - магнитный поток при отсутствии короткозамкнутой обмотки). Магнитодвижущая сила образует поток , замыкающийся вместе с составляющей потока по стержню 2.

Параметры короткозамкнутой обмотки подбирают таким образом, чтобы суммарный магнитный поток в стержне 2 был меньше потока . Здесь , и - составляющие магнитных потоков , и , замыкающиеся по стержню 2.

Короткозамкнутая обмотка уменьшает трансформацию периодической составляющей тока в реле и не влияет на значение и действие апериодической составляющей. Влияние обмотки равноценно уменьшению периодического тока в обмотке с до некоторого значения при сохранении неизменной . Изменением сопротивления регулируется отстройка реле РНТ от несимметричных токов переходных процессов. Наибольший эффект имеет место при .

Дифференциальная защита с использованием реле с торможением.

В дифференциальных защитах, установленных на трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой или многообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками, токи небаланса в установившемся режиме имеют значительную величину. Чувствительность дифференциальной защиты в указанных случаях может быть повышена применением дифференциальных реле с торможением.

Схема и характеристики дифференциальной защиты с торможением.

Схема подключения защиты для двух- и трёхобмоточного трансформаторов показана на рисунке 4.13. Рабочая обмотка реле включается дифференциально, т.е. на разность токов трансформаторов тока, а тормозные - в плечи дифференциальной защиты с таким расчётом, чтобы в любом случае внешнего короткого замыкания хотя бы одна тормозная обмотка реле обтекалась током сквозного короткого замыкания.

При этих условиях ток срабатывания защиты (т.е. ток в рабочей обмотке, необходимый для действия защиты) под влиянием тока, протекающего в тормозной обмотке реле, возрастает, что повышает надёжность отстройки защиты от появляющихся в этом случае токов небаланса (рисунок 4.14).

При коротких замыканиях в зоне ток повреждения , протекающий по тормозным обмоткам, загрубляет реле (увеличивает его ) так же, как и в условиях внешнего короткого замыкания, но несмотря на это чувствительность реле с торможением оказывается выше, чем у реле с БНТ без торможения, что видно из диаграммы, приведённой на рисунке 4.14 (точки а и б). Чувствительность реле с торможением при коротких замыканиях в зоне можно повысить, если тормозные обмотки включать не во все плечи защиты (как показано на рисунке 4.13), а только там, где это необходимо для торможения при внешних коротких замыканиях.

Новочеркасским государственным технологическим университетом разработано реле с магнитным торможением ДЗТ-11, обеспечивающее отстройку как от бросков , так и от токов небаланса.

Реле (рисунок 4.15, а) состоит из трёхстержневого насыщающегося трансформатора 1, питающего обмотку электромагнитного реле 2. Насыщающийся трансформатор имеет, как и обычный НТТ, первичную рабочую обмотку и вторичную обмотку , в цепь которой включено дифференциальное реле. Для осуществления торможения на магнитопроводе насыщающегося трансформатора выполнена третья - тормозная обмотка . Рабочая обмотка включается дифференциально, а тормозная - в рассечку плеча токовой цепи защиты, т. е. так же как соответствующие обмотки обычного тормозного реле. Тормозная и вторичная обмотки реле состоят из двух секций А и В, расположенных на крайних стержнях магнитопровода. Рабочая обмотка помещена на среднем стержне.

Секции и тормозной обмотки соединены таким образом, чтобы создаваемый ими магнитный поток замыкался по крайним стержням. Поток наводит в секциях и вторичной обмотки ЭДС и которые, однако, взаимно уничтожаются, так как они равны по значению и взаимно противоположны по направлению. В результате этого ток тормозной обмотки не создаёт тока в реле и служит только для подмагничивания крайних стержней магнитопровода, насыщая их и ухудшая трансформацию тока из рабочей обмотки во вторичную.

Поток , создаваемый рабочей обмоткой, замыкается по крайним стержням и наводит в секциях вторичной обмотки согласно направленные ЭДС, обусловливающие ток в реле. Поток . Отсюда следует, что ток , необходимый для создания потока , достаточного для действия реле 2, зависит от магнитного сопротивления , которое увеличивается с насыщением крайних стержней магнитопровода вследствие подмагничивания их током тормозной обмотки. Чем больше ток , тем больший ток требуется для действия реле (рис. 4.15, б).

При отсутствии тормозного тока реле работает как обычное реле с БНТ, но без короткозамкнутых обмоток. Поэтому оно хуже отстраивается от бросков и апериодической составляющей .

При внешнем коротком замыкании ток, проходящий по тормозной обмотке, насыщает крайние стержни магнитопровода, в результате чего ток срабатывания реле возрастает, одновременно с этим ухудшается трансформация тока небаланса, появляющегося в рабочей обмотке трансформатора.

При повреждении в зоне действия защиты ток в рабочей обмотке равен или больше тока ; в этих условиях, несмотря на подмагничивание магнитопровода, в реле появляется ток, достаточный для его действия.

Магнитная индукция при токе срабатывания реле достигает значения, при котором начинается насыщение магнитопровода (1,1 - 1,2 Тл), благодаря чему апериодический ток почти не трансформируется во вторичную обмотку, как и в обычном БНТ. Поэтому рассмотренное реле не реагирует на апериодическую составляющую, содержащуюся в намагничивающем токе и токе небаланса при неустановившихся режимах.

Важнейшими преимуществами реле являются:

простота конструкции;

наличие тормозной характеристики;

относительно небольшая зависимость от фазы тормозных токов;

надёжная отстройка от апериодической составляющей токов намагничивания;

возможность выполнения реле с тремя и более тормозными обмотками. Последнее решает задачу защиты многообмоточных трансформаторов.

Тормозная характеристика каждого конкретного реле располагается между двумя кривыми, приведенными на рисунке 4.15, б, в зависимости от угла между тормозным и рабочим токами, а также от схемы питания тормозной обмотки.

Дифференциальная защита с реле ДЗТ-11, имеющим промежуточный насыщающийся трансформатор и одну тормозную обмотку, устанавливается на понижающих двухобмоточных трансформаторах напряжением 110 - 220 кВ, оснащённых устройством РПН. Защита выполняется в двухрелейном исполнении и подключается к трансформаторам тока по схеме, приведённой на рис. 6. В зону действия дифференциальной защиты, кроме выводов низкого напряжения трансформатора, попадают также подключённые к ним реакторы 6 - 10 кВ. Ток срабатывания защиты выполняется большим . Коэффициент чувствительности защиты при коротких замыканиях за реактором , а на выводах низкого напряжения для трансформаторов мощностью менее 80 MB×А и для трансформаторов мощностью 80 MB×А и более.

Если необходимый коэффициент чувствительности при коротких замыканиях за реактором не обеспечивается, дифференциальная защита выполняется в виде двух комплектов (с использованием реле типа ДЗТ-11): грубого, действующего без выдержки времени с током срабатывания защиты и чувствительного с выдержкой времени и . При использовании со стороны высшего напряжения трансформаторов тока с вторичным током 1 А защита должна выполняться с реле типа ДЗТ-11/3.

Вывод

Основное преимущество дифференциальных защит трансформаторов состоит в том, что они обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений, как в самом трансформаторе, так и на его выводах и в токоведущих частях к его выключателям. При построении защит силовых трансформаторов необходимо принимать во внимание ряд особенностей работы, включения и переходных режимов трансформаторов, рассмотренных выше. Учет этих особенностей обязателен при расчете и построении защит, без него невозможно создать надежную систему защиты.

5. Монтаж и эксплуатация кабельных линий 10 кВ в городских условиях

Монтаж кабельных линий.

Общие сведения.

С момента выпуска проекта кабельной сети до начала ее монтажа может пройти значительный период времени. Поэтому перед началом прокладки кабеля тщательно проверяют трассу, запроектированную для прокладки, выявляют наличие на ней различных сооружений и пересекающих или близлежащих подземных коммуникаций. До начала прокладки кабеля разрабатывают график производства работ с определением необходимых ресурсов: количества рабочих по квалификациям, автомашин, механизмов, инструментов и вспомогательных материалов.

При большом объеме кабельных работ и наличии на трассе сложных условий прокладки разрабатывают проект производства работ (ППР), в котором, помимо графика и расчета необходимых материальных и людских ресурсов, определяют методы и порядок выполнения работ на отдельных участках трассы, а также подготавливают заказы в мастерские для изготовления опорных и крепежных конструкций, а в необходимых случаях – специальных приспособлений.

Руководство работами по монтажу кабельных сетей поручают опытным работникам, хорошо знающим технологию и правила производства работ. Кажущаяся, на первый взгляд, несложность работы по прокладке кабеля является обманчивой: в процессе транспортировки и монтажа кабелю могут быть нанесены незаметные повреждения (вмятины, заплывающие проколы), которые остаются невыявленными и при сдаточных испытаниях повышенным напряжением. В дальнейшем в эксплуатации под воздействием рабочего напряжения и среды, в которой проложены кабели (влага, кислота, щелочь и пр.), происходит постепенное ослабление изоляции в месте повреждения, которое завершается пробоем и выходом кабеля из строя.

Только знание и строгое соблюдение установленных правил прокладки кабелей может служить гарантией надежности смонтированной кабельной линии и ее долговечной эксплуатации.

Энергопоставляющие организации современных крупных городов имеют большое и сложное кабельное хозяйство с числом кабельных линий, доходящим до нескольких сот, при общей длине в сотни и даже тысячи км.

Прокладка кабелей в земле.

Для прокладки непосредственно в земле применяют бронированные кабели, защищенные от коррозии джутово-битумным покровом или поливинилхлоридной оболочкой.

Прокладку кабелей в земле следует производить после завершения строительных и планировочных работ по трассе. Преждевременная прокладка может повлечь повреждение кабелей при производстве земляных работ, связанных с планировкой территории, после которой кабели могут оказаться расположенными близко к поверхности земли, либо наоборот – на большой глубине, осложняющей доступ к ним в эксплуатации.

Глубина траншеи от планировочной отметки для кабелей напряжением 10 кВ должна быть 0,8 м, а при пересечении улиц, площадей – 1,1 м. Меньшая глубина траншеи (до 0,6 м) допускается при вводе кабелей в здания, сооружения, а также в местах пересечений с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений на участках длиной до 5 м.

Ширина траншеи при прокладке в ней силовых кабелей должна быть не менее указанной в таблице 5.1 и в соответствии с рисунком 5.1.

Таблица 5.1 – Размеры траншей для прокладки кабелей

Здесь В1 – размер на дне траншеи, В2 – размер у поверхности земли, В3 – размер зоны отвода.

Дно траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей, не содержащей камней, строительного мусора, шлака и т.д. Толщина подсыпки должна быть не менее 100 мм.

Прокладку кабелей в траншеях выполняют, как правило, с применением механизмов и приспособлений.

При прокладке в земле параллельно с другими эксплуатируемыми кабелями или инженерными коммуникациями вблизи зданий и сооружений должны соблюдаться расстояния в свету (не менее):

между кабелями 10 кВ – 0,1 м;

от кабелей 35 кВ – 0,25 м;

от кабелей, эксплуатируемых другими организациями и кабелей связи – 0,5 м;

от стволов деревьев – 2 м;

Рисунок 5.1 - Размеры траншей для прокладки кабелей.

от кустарниковых посадок – 0,75 м;

от фундаментов зданий и сооружений – 0,65 м;

от трубопроводов воды, канализации, дренажа, газопроводов среднего и низкого давления – 1 м;

от газопроводов высокого давления и теплопроводов – 2 м;

от электрифицированной железной дороги – 10,75 м;

от трамвайных путей – 2,75 м;

от бровки автомобильной дороги – 1 м;

от бордюрного камня – 1,5 м;

от крайнего провода ВЛ-110 кВ – 1 м;

от опоры ВЛ до 1000 В – 1 м.

Допускается уменьшение перечисленных расстояний в стесненных условиях, но это должно быть оговорено в проекте и должны быть предусмотрены меры по защите кабелей трубами или блоками. При пересечении других кабельных линий или инженерных коммуникаций и сооружений расстояния в свету должны быть не менее:

от кабелей напряжением до 10 кВ – 0,25 м;

от трубопроводов, теплопроводов, газопроводов – 0,5 м;

от полотна железных дорог, трамвайных путей, автомобильных дорог – 0,6 м.

Для прокладки кабелей в траншеях ПУЭ установлен ряд требований (помимо глубины заложения), обеспечивающих надежную эксплуатацию кабельных сетей: по расстояниям кабелей от фундаментов зданий, деревьев, кустарников, подземных трубопроводов, железных дорог и т. д. Все кабели, проложенные в траншеях на номинальное напряжение выше 1000 В, должны иметь защитные покрытия из кирпича (применяют только красный кирпич; силикатный в земле разрушается) или бетонных плит по всей длине трассы, наложенных на слой земли или песка толщиной 100 мм, которым присыпан уложенный в траншеях кабель.

В виде исключения ПУЭ допускают уменьшение глубины заложения кабелей до 0,5 м на участках длиной до 5 м в местах их пересечений с подземными коммуникациями и при вводе в сооружения, с условием прокладки при этом кабелей в трубах.

Подсыпка чистой земли толщиной 100 мм под кабель и над ним имеет существенное значение для условий охлаждения кабеля, которое зависит от теплового сопротивления окружающей среды.

Величина удельного теплового сопротивления грунта уменьшается по мере увеличения глубины траншеи и приближения к грунтовым водам.

На величину удельного теплового сопротивления грунта существенно влияет также состояние утрамбовки грунта. В одном и том же слое грунта в зависимости от его утрамбованности тепловое сопротивление может понизиться до 50%. Поэтому при прокладке кабеля в траншеях необходимо утрамбовывать оба слоя подсыпки кабеля. СНиП установлено предельное число кабелей в одной траншее – не более шести; устройство траншей с большим числом кабелей является неэкономичным.

Ширина траншеи определяется числом, сечением и марками кабелей. Между силовыми кабелями расстояние в свету должно быть не менее 100 мм. Между контрольными кабелями, не нуждающимися в охлаждении, расстояние не нормируется.

Кабель укладывают в траншее «змейкой» с небольшим запасом, составляющим 1,5–2% от общей длины траншеи, на случай возможных смещений почвы и температурных деформаций в разные времена года. В месте установки соединительной муфты предусматриваются расширение траншеи для устройства петли запаса и возможности вырезки поврежденной муфты с заменой ее новой.

В почвах, содержащих гниющие органические вещества, золу, шлак, известь, прокладка кабелей не допускается. В случае необходимости прокладки в таких почвах кабель по всей длине трассы закладывают в трубы с противокоррозийной обмазкой.

Раскатка кабелей в траншеях.

Работы по рытью траншей и прокладке в них кабелей являются весьма трудоемкими и должны быть максимально механизированы применением траншейных экскаваторов и автомеханизмов для раскатки кабелей.

а – проволочный чулок; б – брезентовый пояс; в – крепление за жилы кабеля; г – зажим для тяжения кабеля за жилы; (1 – трос; 2 – головка; 3 – звездочка; 4 – корпус; 5 – жилы кабеля; 6 – защитный конус; 7 – кабель).

Рисунок 5.2 - Способы крепления кабеля к тросу

Если по условиям трассы применение автомеханизмов затруднено, то кабель раскатывают в траншее тяжением лебедки по специальным кабельным роликам, которые устанавливаю на прямолинейных участках трассы по дну траншеи через 3-5м; на всех поворотах трассы устанавливают угловые ролики. На одном конце трассы размещают приводную лебедку на тяжение 0,5-2 тс (в зависимости от массы кабеля). Канатоемкость лебедки подбирают соответственно длине кабеля.

При небольших усилиях тяжения (50-100 кгс) трос крепят к концу кабеля при помощи проволочного чулка или брезентового пояса за броню (рисунок 5.2, а и 5.2); при более значительных усилиях тяжения трос крепят непосредственно за жилы кабеля (рисунок 5.2, в) или с помощью специального зажима (рисунок 5.2, г).

Усилия тяжения кабелей приближенно можно подсчитать по формулам:

а) при скольжении кабеля по земле – F = 0,35Q кгс;

б) при скольжении кабеля по роликам – F = 0,25Q кгс,

Таблица 5.2 - Допустимые усилия тяжения кабелей

При протяжке кабеля через трубы усилия тяжения возрастают за счет трения о стенки трубы; для уменьшения усилий тяжения кабель обильно смазывают тавотом перед входом его в трубу.

Предельно допустимые усилия тяжения кабеля составляют 15–20% от пределов прочности жил на разрыв, которые равны для меди 26 кгс/мм2, для алюминия 16 кгс/мм2 и приведены в таблице 5.2. При протяжке кабелей через трубы и блоки рекомендуется вести контроль тяжения с помощью динамометра.

Разность уровней и радиусы изгиба кабелей.

В кабелях с бумажной пропитанной изоляцией при значительной разности уровней начала и конца трассы имеет место стекание пропиточного состава. При этом в верхних участках трассы изоляция кабельных жил ослабляется. Кроме того, стекание пропиточного состава усиливает гидростатическое давление на оболочку кабеля (свинцовую, алюминиевую). По этим причинам ПУЭ ограничивает допустимую разность уровней при прокладке кабелей с бумажной пропитанной изоляцией величиной 15 м для кабелей на напряжение 10 кВ.

При больших перепадах уровней применяют кабели с обедненно пропитанной бумажной изоляцией, допускающие разность уровней 100 м, а также кабели с нестекающей пропиткой или с резиновой и пластмассовой изоляцией жил, для которых разность уровней не требует ограничения.

Для кабелей с нормально пропитанной бумажной изоляцией перепад уровней можно ограничить до 15 м врезкой стопорной соединительной муфты из эпоксидного компаунда.

При прокладке кабелей необходимо также соблюдать предельно допустимые значения радиусов изгиба кабелей, превышение которых приводит к нарушению целостности изоляции жил. ПУЭ установлены следующие минимально допустимые отношения радиуса внутренней кривой изгиба кабеля к его наружному диаметру:

25 – для одножильных кабелей с бумажной изоляцией в свинцовой оболочке;

15 – для многожильных кабелей в свинцовой и алюминиевой оболочках и для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией при окружающей температуре прокладки ниже +10° С;

10 – для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией при окружающей температуре прокладки выше +10° С.

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена производитель рекомендует минимальный радиус изгиба при прокладке – 15 диаметров кабеля. Однако при использовании специально шаблона допускается минимальный радиус изгиба в 7,5 диаметров кабеля.

Прокладка кабелей при отрицательных температурах.

При отрицательных температурах бумажная и пластмассовая изоляция кабелей отвердевает, становится неэластичной и при размотке легко может быть повреждена. Поэтому кабели рекомендуется прокладывать при положительных температурах. Если все же прокладка кабелей при отрицательных температурах необходима, то кабели перед прокладкой следует прогревать. Для кабелей, имеющих бумажную изоляцию с нестекающей пропиткой, выполненной на основе церезина (ЦАСБ, ЦААБ и т. д.), прокладку нужно вести при температуре не ниже +5° С; ниже этой температуры обязателен предварительный прогрев. Для кабелей с резиновой изоляцией минимальная температура для прокладки без подогрева составляет –15° С.

Кабели из сшитого полиэтилена могут прокладываться при температурах от –15 до –20о С.

Размотка, переноска и прокладка кабелей без предварительного прогрева допускаются при условии, что окружающая температура в течение 24 ч до начала прокладки не снижалась ниже указанных предельных значений. Кратковременные снижения температуры в течение 2–3 ч (ночные заморозки) могут не приниматься во внимание, если перед этим длительное время была положительная температура.

Наиболее простой способ прогрева кабелей – внести их в теплое помещение или палатку. Время прогрева в этом случае зависит от температуры воздуха в помещении: при 5-10°С продолжительность прогрева составляет 70 ч; при 10-25°С – 30 ч; при 25-40° С – 18ч.

Быстрее всего кабели прогреваются электрическим током – однофазным переменным, трехфазным или постоянным. При прогреве кабелей на барабанах электрическим током необходимо следить за тем, чтобы температура наружных витков не превышала +20° С, так как температура внутренних витков значительно превышает температуру наружных, и кабель может быть поврежден.

Испытания кабельных линий перед сдачей в эксплуатацию

Перед сдачей в эксплуатацию смонтированные кабельные линии испытывают повышенным напряжением выпрямленного тока. До начала испытания с помощью мегомметра проверяют целость жил, исправность изоляции и правильность присоединения одноименных фаз с обоих концов кабельной линии.

Кабели на напряжение 10 кВ испытывают повышенным напряжением выпрямленного тока в зависимости от рода изоляции и номинального напряжения кабеля, руководствуясь таблицей 21.

Продолжительность испытания каждой жилы по отношению к двум другим, соединенным вместе с оболочкой и броней, составляет:

для кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией – 10 мин;

для кабелей с резиновой изоляцией – 5 мин;

для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена – 15мин.

Кабели считают выдержавшими испытание, если не произошло пробоя изоляции, не было скользящих разрядов и толчков тока утечки или нарастания тока утечки после того, как величина испытательного напряжения достигла установившейся величины.

Таблица 5.3 - Испытательное напряжение выпрямленного тока при сдаче кабелей в эксплуатацию

После испытания исправный кабель длительное время сохраняет электрический заряд. Во избежание поражения током каждую жилу после испытания разряжают на землю с помощью высоковольтной штанги через ограничительное сопротивление, имеющееся обычно в кенотронной установке для высоковольтных испытаний.

Техника безопасности при монтаже кабельных линий.

Основные меры безопасности, применяемые при прокладке кабелей, сводятся к предупреждению ушибов и ранений рабочих.

Если кабель прокладывается вручную, то нагрузка, приходящаяся на каждого рабочего, не должна превышать 35 кгс для мужчин и 20 кгс для женщин и подростков до 18 лет.

Иногда приходится прокладывать кабели по стенам и конструкциям зданий и сооружений на значительной высоте от пола или земли. Эти работы надо выполнять с прочных подмостей с ограждением в виде перил и бортовых досок. Прокладка кабеля на высоте с лестниц не разрешается. Поднимать кабель на высоту более 2 м вручную можно только при помощи рогаток или блоков.

При разделке кабеля в муфте или воронке кабельную массу приходится разогревать до температуры 120-130° С. Этот процесс опасен, так как возможны ожоги людей при выплескивании разогретой массы или ее воспламенении. Кабельную массу следует разогревать на жаровне или электронагревателе, но не на открытом огне. Температуру разогреваемой массы следует контролировать по термометру. Ни в коем случае нельзя доводить массу до кипения, так как это может вызвать вспышку паров мастики или ее возгорание.

При разделке концов кабеля в эпоксидных муфтах опасно для человека воздействие эпоксидного компаунда и особенно его отвердителя (диэтилентриамина). При попадании этих веществ на кожу возможно заболевание дерматитом или экземой, а также раздражение слизистой оболочки глаз и верхних дыхательных путей. К работе с эпоксидным компаундом допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, а также инструктаж по безопасным методам работы, мерам профилактики и др.

Для предохранения кожи от воздействия компаунда и отвердителя работающие должны иметь на руках резиновые или полиэтиленовые перчатки. Допускается применение так называемых биологических перчаток, представляющих собой тонкий слой специальной защитной пасты, наносимый на поверхность кожи рук. Кроме перчаток должны быть надеты пластмассовые нарукавники, фартук (желательно из текстовинита), защитные очки и респираторы или противогазы. В случае попадания на кожу компаунда или отвердителя его нужно немедленно удалить мягкой бумажной салфеткой, а затем промыть пораженные места 3%-ным раствором уксусной или лимонной кислоты, либо горячей водой с мылом.

Эксплуатация кабельных линий.

В процессе эксплуатации КЛ выполняются следующие работы:

надзор за состоянием трасс и охранной зоны КЛ;

профилактические испытания кабелей;

контроль за режимами работы КЛ;

защита металлических оболочек от коррозии;

выявление мест повреждения и ремонт кабелей.

В процессе прокладки и монтажа кабельных линий эксплуатационная организация обязана осуществлять технический надзор за производством работ.

Кабельные линии могут обеспечить надежную и долговечную работу, но только при условии соблюдения технологии монтажных работ и всех требований правил технической эксплуатации.

На трассах кабельных линий 10 кВ, проложенных в земле систематически производят обходы и осмотры в сроки, по местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 месяца. Концевые – 1 раз в 6 месяцев. Кабельные колодцы – 2 раза в год.

Внеочередные осмотры производят в периоды паводков и после дождевых ливней.

Особое внимание необходимо уделять кабелям, проложенным в районах прохождения электрифицированного транспорта. Не менее двух раз в течение первого года эксплуатации такой кабельной линии необходимо измерять уровни потенциалов и блуждающих токов; при обнаружении их опасных величин должны быть приняты необходимые меры.

Большую опасность для целости подземных кабелей представляют собой раскопки, производимые на трассах или вблизи них. Эксплуатационная организация должна выделять наблюдающего при раскопках, контролирующего строгое соблюдение всех требований, изложенных в ПТЭ.

Чтобы своевременно выявить дефекты изоляции кабеля и муфт в начальной стадии появления и развития и тем самым предупредить внезапный выход кабеля из строя и разрушение его токами коротких замыканий, проводят профилактические испытания кабельных линий.

Испытания кабелей повышенным напряжением обычно на постоянном токе (при переменном токе значительно увеличивается мощность испытательной установки). При этом изменяют выпрямленное напряжение ступенями от нуля до величины, установленной правилами (таблица 5.4). Более подробные указания приведены в ПТЭ.

Таблица 5.4 - Испытательные напряжения выпрямленного тока для силовых кабелей.

Примечания: 1. Кабели с пластмассовой изоляцией на 10 кВ испытывают напряжением выпрямленного тока, равным 40 кВ.

Вначале с нуля ступенями повышают напряжение выпрямленного тока, при этом на каждой ступени имеет место толчок зарядного тока с последующим быстрым спадом, что наблюдается по показаниям миллиамперметра испытательного аппарата. При наличии в кабеле дефектов изоляции спад тока после броска будет замедленным. Установившееся значение зарядного тока при постоянном испытательном напряжении называется током утечки кабельной линии.

Определение места повреждения в кабеле.

Для определения места повреждения в кабеле, происшедшего в процессе нормальной эксплуатации или после пробоя при профилактическом испытании, существует несколько методов. Практически наиболее распространенными являются методы импульсный, петли и индукционный.

Импульсный метод основан на измерении времени пробега прямого импульса (от электронного прибора до места повреждения) и обратного, отраженного. Расстояние до места повреждения (м)

ℓх = (tх / 2)·υ,

где tx – время пробега импульса, мкс; υ – скорость распространения импульса по кабелю, равная 160 м/мкс (установлена экспериментальными измерениями и имеет отклонения ±3 м).

Следовательно,

ℓх = 80tх, м.

Приборы импульсного метода выпускаются нескольких типов: ИКЛ-4, ИКЛ-5 и Р5-1А (на электронных лампах) и Р5-5 (на полупроводниках). Прибор ИКЛ-4 предназначен только для кабельных линий; остальные приборы применимы как для кабельных, так и для воздушных линий электропередач и связи.

Все типы приборов импульсного метода имеют электроннолучевую трубку, на экране которой видно прохождение импульса; там же имеется линия масштабных отметок времени для отсчета расстояний (рисунок 5.3). Полярность отраженного сигнала показывает характер изменения волнового сопротивления в месте отражения. При обрыве или прохождении сигнала до конца линии волновое сопротивление увеличивается и выброс отраженного сигнала происходит вверх. Выброс вниз означает наличие короткого замыкания или замыкания жилы на оболочку; при этом происходит уменьшение волнового сопротивления.

Расстояние до места повреждения определяется отсчетом числа масштабных отметок и умножением на цену деления каждой отметки (в метрах).

Для прибора Р5-1а при установке переключателя масштабных отметок в положение «1» отметки следуют через каждые 2 мкс и цена деления масштаба составляет 160 м.

Рекомендуется для более точной ориентировки перед осциллографированием поврежденной кабельной линии провести осциллографирование исправной линии; полученные осциллограммы сравнить.

а – при замыкании в линии между фазами или фазы на оболочку; б – при обрыве линии или при прохождении сигнала до конца линии.

Рисунок 5.3 - Экран прибора ИКЛ для определения места повреждения линии импульсным методом.

Метод петли основан на сопоставлении сопротивлений целой и поврежденной жил кабеля. Измерение производят с помощью универсального моста сопротивлений или специального кабельного моста (рисунок 5.4).

После достигнутого по показаниям гальванометра равновесия плеч моста расстояние до места повреждения (м) определяется из выражения

ℓх = 2·ℓ·R1 / (R1 + R2),

где ℓ – длина всего участка линии, м; R1 и R2 – сопротивления плеч моста.

1 – жилы кабеля; 2 – перемычка

Рисунок 5.4 - Определение места повреждения в кабеле методом петли:

Индукционный метод основан на пропускании по кабелю тока звуковой частоты и улавливании в телефоне с помощью магнитной рамки-искателя усиленного звука в месте повреждения (рисунок 5.5).

Выпускаются приборы с генераторами звуковой частоты (с рамкой и усилителем) типа ИНК-3 на полупроводниках для открытых кабелей и типа КИ-2М–для кабелей, размещаемых под землей. При приобретении навыков работы с этими приборами достигается высокая точность отыскания места повреждения в кабелях.

1 – генератор звуковой частоты; 2 – телефонные наушники; 3 – усилитель звука; 4 – приемная рамка; 5 – жилы кабеля; 6 – место повреждения с переходным сопротивлением на землю R, 7 – кривая слышимости при прохождении вдоль трассы кабеля с рамкой.

Рисунок 5.5 - Определение места повреждения в кабеле индукционным методом.

6. Экономическая часть

Экономическое обоснование дипломного проекта содержит определение проектных технико-экономических показателей, капитальных затрат на строительство системы электроснабжения города, расчёт ежегодных эксплуатационных расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом электрических сетей, обеспечивающих поставку и распределение электрической энергии для потребителей, а также расчёт дисконтированных показателей экономической эффективности проекта.

6.1 Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта

а) Нагрузка потребителей, кВт:

16-этажные по 127 квартир с электроплитами – Р`Σждэ = 4 127;

16-этажные по 381 квартир с электроплитами – Р``Σждэ = 12 419;

16-этажные по 508 квартир с электроплитами – Р```Σждэ = 6 874;

9-этажные по 72 квартир с газовыми плитами – Р`Σждг = 3 732;

9-этажные по 108 квартир с газовыми плитами – Р``Σждг = 4 111;

9-этажные по 144 квартир с газовыми плитами – Р```Σждг = 3 713;

Общественные учреждения – РΣоу = 26 121;

металлообрабатывающий завод – РΣз1 = 4 300;

кирпичный завод – РΣз2 = 2 100;

завод железобетонных изделий – РΣз3 = 3 100;

авиаремонтный завод – РΣз4 = 3 760;

хлебозавод – РΣз5 = 1 860.

б) Максимальное число часов использования нагрузки в год согласно ДБН 360 – 92 «Градостроительство, планировка и застройка городов и сельских поселений», ч/год:

для домов с электроплитами – Tmax.ждэ = 5 800;

для домов с газовыми плитами – Tmax.ждг = 5 700;

для общественных учреждений – Tmax.оу = 4 380;

металлообрабатывающий завод – Tmax.з1 = 4 350;

кирпичный завод – Tmax.з2 = 3 850;

завод железобетонных изделий – Tmax.з3 = 5 800;

авиаремонтный завод – Tmax.з4 = 3 750;

хлебозавод – Tmax.з5 = 4 200.

в) Коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии – Ктех.пот = 12,58%.

г) Нормативный срок строительства, лет – Тн = 1.

д) Удельные капиталовложения на 1км КЛ, грн/м:

ААШВУ 3х70 – ККЛ70 = 29,67;

ААШВУ 3х95 – ККЛ95 = 41,745;

ААШВУ 3х150 – ККЛ150 = 139,8;

ААШВУ 3х185 – ККЛ185 = 145.

е) Удельные капиталовложения на 1км ВЛ, грн/м:

2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) – КВЛ35-150 = 19,2;

2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) – КВЛ110-240 = 33,7;

ж) Стоимость ТП в зависимости от мощности трансформаторов, грн:

ГПП 2 х 63 000 кВА – КГПП = 5 112 500;

ТП 2 х 400 – КТП400 = 131 753;

ТП 2 х 630 – КТП630 = 188 646;

ТП 2 х 1000 – КТП1000 = 272 216.

з) Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей, %:

ТП – Иор.ТП = 4,3;

КЛ 10 кВ – Иор.КЛ10 = 4,3;

ВЛ 35 кВ – Иор.ВЛ35 = 1,2;

ВЛ 110 кВ – Иор.ВЛ110 = 1,2.

и) Расчетный срок эксплуатации проекта, лет – Т = 24.

к) Нормы амортизационных отчислений, %:

КЛ 10 кВ – НаКЛ = 4,0;

ВЛ – НаВЛ = 2,0;

Электрооборудование – НаЭО = 4,4.

л) Тариф на поставку электрической энергии, коп/кВт·ч – Тэ = 0,935.

м) Длины траншей с кабелями, м:

ААШВУ 3х70 – ℓКЛ70 = 1 110;

ААШВУ 3х95 – ℓКЛ95 = 2 520;

ААШВУ 3х150 – ℓКЛ150 = 3 415;

ААШВУ 3х185 – ℓКЛ185 = 6 735.

н) Длины ВЛ, м:

2-цепная ВЛ 35 кВ (АС-150) – ℓВЛ35-150 = 6 160;

2-цепная ВЛ 110 кВ (АС-240) – ℓВЛ110-240 = 6 700.

о) Кол-во ТП, шт:

ГПП 2 х 63 000 кВА – NГПП = 1;

ТП 2 х 400 – NТП400 = 2;

ТП 2 х 630 – NТП630 = 19;

ТП 2 х 1000 – NТП1000 = 26.

п) Норма транспортно-заготовительных отчислений, % – Нтз = 6.

6.2 Определение экономической эффективности проекта

Определение потребляемой ЭЭ по группам потребителей.

Суммарная нагрузка для жилых домов с электро- и газовыми плитами.

ΣРmax.ждэ = Р`Σждэ + Р`Σждэ + Р`Σждэ = 4 127 + 12 419 + 6 874 = 23 420 (кВт);

ΣРmax.ждг = 11 556 кВт.

Количество ЭЭ, потребляемое за год жилыми домами с электро- и газовыми плитами.

Wждэ = ΣРmax.ждэ · Тmax.ждэ = 23 420 · 5 800 = 135 836 000 (кВт·ч);

Wждг = 65 869 200 кВт·ч.

Количество ЭЭ, потребляемое за год общественными учреждениями.

Wоу = РΣоу · Тmax.оу = 26 121 · 4 380 = 114 409 980 (кВт·ч).

Количество ЭЭ, потребляемое за год заводами.

Wз1 = Рз1 · Тmax.з1 = 4 300 · 4 350 = 18 705 000 (кВт·ч);

Wз2 = 8 085 000 кВт·ч; Wз3 = 17 980 000 кВт·ч;

Wз4 = 14 100 000 кВт·ч; Wз5 = 7 812 000 кВт·ч.

Количество ЭЭ, потребляемое за год всеми потребителями района.

Wa = Wждэ + Wждг + Wоу + Wз1 + Wз2 + Wз3 + Wз4 + Wз5 =

= 135 836 000 + 65 869 200 + 114 409 980 + 18 705 000 + 8 085 000 +

+ 17 980 000 + 14 100 000 + 7 812 000 = 382 797 180 (кВт·ч).

Потери ЭЭ.

Количество ЭЭ, потребляемая за год всеми потребителями района с учетом потерь.

Wобщ = Wа – ΔWпот = 382 797 180 – 48 155 885 = 334 641 295 (кВт·ч).

Определение величины капитальных вложений.

Капитальные вложения – это инвестиции, направленные на создание основных фондов, которые определяются укрупненным методом. Расчет строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы электроснабжения района города.

Стоимость прокладки кабелей.

ΣККЛ70 = 2 · ℓКЛ70 · ККЛ70 = 2 · 1 110 · 29,67 = 65 867 (грн);

ΣККЛ95 = 210 395 грн; ΣККЛ150 = 954 834 грн;

ΣККЛ185 = 1 953 150 грн.

Общая стоимость кабельных линий.

ΣККЛ = ΣККЛ70 + ΣККЛ95 + ΣККЛ150 + ΣККЛ185 =

= 65 867 + 210 395+ 948 834 + 1 953 150 = 3 184 246 (грн).

Стоимость ВЛ.

ΣКВЛ35-150 = ℓВЛ35-150 · КВЛ35-150 = 6 160 · 19,2 = 118 272 (грн);

ΣКВЛ110-240 = 225 790 грн.

Общая стоимость ВЛ.

ΣКВЛ = ΣКВЛ35-150 + ΣКВЛ110-240 = 118 272 + 225 790 = 344 062 (грн).

Стоимость ТП

ΣКГПП = КГПП · NГПП = 5 112 500 · 1 = 5 112 500 (грн).

ΣКТП400 = 263 506 грн; ΣКТП630 = 3 584 274 грн;

ΣКТП1000 = 7 077 616 грн.

Общая стоимость ТП и ГПП.

ΣКТП = ΣКГПП + ΣКТП400 + ΣКТП630 + ΣКТП1000 =

= 5 112 500 + 263 506 + 3 584 274 + 7 077 616 = 16 037 896 (грн).

Капитальные затраты.

ΣК = ΣККЛ + ΣКВЛ + ΣКТП =

= 3 184 246 + 344 062 + 16 037 896 = 19 566 204 (грн).

Капитальные затраты с учетом транспортно-заготовительных расходов.

Кобщ = ΣК · (1 + Нтз / 100) = 19 566 204 · (1 + 6 / 100) = 20 740 176 (грн).

Годовые эксплуатационные издержки на электроснабжение города.

Ежегодные затраты на обслуживание.

ИорКЛ10 = ΣККЛ · ИорКЛ10% / 100 = 3 184 246 · 4,3 / 100 = 136 922 (грн);

ИорВЛ35 = 1 419 грн; ИорВЛ110 = 2 709 грн; ИорТП = 689 630 грн.

Суммарные ежегодные затраты на обслуживание.

Иор = ИорКЛ10 + ИорВЛ35 + ИорВЛ110 + ИорТП =

= 136 922 + 1 419 + 2 709 + 689 630 = 830 681 (грн).

Амортизационные отчисления.

Балансовая стоимость электрооборудования

Бст.эо = ΣКТП · (1 + Нтз / 100) = 16 037 896 · (1 + 6 / 100) = 17 000 169 (грн).

Балансовая стоимость линий.

Бст.КЛ = ΣККЛ · (1 + Нтз / 100) = 3 184 246 · (1 + 6 / 100) = 3 375 300 (грн);

Бст.ВЛ = 364 706 грн.

Амортизационные отчисления на основные фонды.

Иа.эо = Бст.эо · На.эо / 100 = 17 000 169 · 4,4 / 100 = 748 007 (грн);

Иа.КЛ = 135 012 грн; Иа.ВЛ = 7 249 грн.

Суммарные амортизационные отчисления на основные фонды.

Иа = Иа.эо + Иа.КЛ + Иа.КЛ = 748 007 + 135 012 + 7 249 = 890 313 (грн).

Общепроизводственные годовые издержки.

Ипр = 0,55 · Иор = 0,55 · 830 681 = 456 874 (грн).

Доход от реализации услуг.

Дэ =Wа · Тэ = 382 797 180 · 0,00935 = 3 579 154 (грн).

Коммерческие издержки

Иком = 0,03 · Дэ = 0,03 · 3 579 154 = 107 375 (грн).

Суммарные издержки по энергоснабжению города.

ИΣ = Иор + Иа + Ипр + Иком =

= 830 681 + 890 313 + 456 874 + 107 375 = 2 285 244 (грн).

Себестоимость услуг по поставке ЭЭ.

Определение финансовых показателей проекта.

Доход от реализации услуг по поставке ЭЭ потребителям.

Дэ = 3 579 154 грн.

Рентабельность продукции.

Эксплуатационные расчеты без амортизационных отчислений.

Иэксп = ИΣ – Иа = 2 285 244 – 890 313 = 1 394 929 (грн).

Налогооблагаемая прибыль.

Пнал = Дэ – ИΣ = 3 579 154 – 2 285 244 = 1 293 910 (грн).

Налог на прибыль.

Нпр = 0,25 · Пнал = 0,25 · 1 293 910 = 323 478 (грн).

Дисконтированные показатели проекта.

Чистая дисконтированная прибыль

,

где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации,

Т – расчетный срок эксплуатации,

ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.,

Иэксп – эксплуатационные издержки в год t в грн.,

Кt – капитальные затраты в год t в грн.,

Нпрt – налог на прибыль в год t в грн.,

(1 + ЕД)–t – дисконтный множитель, где ЕД1 = 5%, ЕД2 = 15%,

Все расчетные данные для расчета прибыли заносим в таблицу 6.1.

Критерием эффективности инвестиций является положительное значение интегрального эффекта ПДС > 0.

При ЕД1 = 5% ΣПДС5% = 4 151 081 грн., при ЕД2 = 15 % ΣПДС15% = 7 681 360 грн.

Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности инвестиций (индекс доходности) PI.

при ЕД1 = 5%;

при ЕД2 = 15%.

Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности РI5% = 1,21 > 1 сохраняется при ЕД1 = 5%.

Внутренняя норма прибыли «е» (IRR).

Значение внутренней нормы рентабельности е = 8,51 % означает, что на строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного значения 8,51 %.

Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году расчетного периода, после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0 в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 16-м году расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности капиталовложений

Токуп.< Трасч., т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения расчетного периода.

7. Охрана труда

Общие положения.

В настоящем разделе будут рассмотрены меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 110/35/10 кВ. Подстанция напряжением 110/35/10 кВ является объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала на подстанциях применяются следующие меры:

устройство защитного заземления;

выравнивание потенциалов;

устройство защиты от атмосферных перенапряжений (молниезащита);

контроль изоляции электрооборудования;

ограждение токоведущих частей или расположение их на высоте, недоступной для случайного прикосновения;

блокировки безопасности;

методы ориентации в электроустановках;

применение электрозащитных средств при производстве работ в электроустановках;

выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность производства работ в электроустановках.

Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению электробезопасности на подстанциях.

Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют устройства, обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции. Кроме того, в сроки, устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-предупредительных ремонтов (ППР), производятся испытания изоляции повышенным напряжением и замеры ее сопротивления.

Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2 м, с размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого распределительного устройства (ОРУ) напряжением 110/10 кВ, находящиеся на открытом воздухе, расположены на высоте 3,6 м, что обеспечивает безопасность производства осмотров и обслуживания электрооборудования в порядке текущей эксплуатации. Токоведущие части напряжением 35кВ и 10 кВ находятся в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ-35 и ЗРУ-10 кВ) на высоте 2,5 м от пола, что обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина коридора обслуживания составляет 2 м. ЗРУ-10 кВ комплектуется шкафами КРУ (комплектными распределительными устройствами), конструкция которых исключает возможность доступа к токоведущим частям во время нормального режима работы.

Электромагнитные и механические блокировки, применяемые на подстанции, предусмотрены для исключения возможности:

включения разъединителей на заземляющие ножи;

включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

отключения и включения разъединителями тока нагрузки;

проникновения обслуживающего персонала в части электроустановки, находящиеся под напряжением.

Методы ориентации позволяют лицам из числа обслуживающего персонала четко ориентироваться в электроустановках при выполнении работ и предостерегают их от ошибочных действий. Ориентация в электроустановках подстанции обеспечивается:

маркировкой частей электрооборудования;

предупредительными сигналами, надписями и плакатами;

предупреждающими знаками безопасности, которые наносятся на корпуса электрооборудования, двери шкафов КРУ и опоры;

расположением и окраской неизолированных частей;

световой сигнализацией.

Для обеспечения безопасности при производстве работ в электроустановках подстанции необходимо применять электрозащитные средства. Нормы комплектования электроустановок электрозащитными средствами приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Нормы комплектования подстанции электрозащитными средствами

Безопасность производства работ в электроустановках достигается выполнением организационных и технических мероприятий. К организационным мероприятиям относятся:

утверждение перечней работ, выполняемых по нарядам, распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации;

назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ;

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

подготовка рабочих мест;

допуск к работам;

надзор во время ведения работ;

перевод на другое рабочее место;

оформление перерывов в работе и ее окончание.

Техническими мероприятиями являются:

снятие напряжения с места работы и принятие мер, препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;

вывешивание запрещающих плакатов на приводах и ключах управления коммутационной аппаратурой;

проверка отсутствия напряжения;

установка заземлений;

ограждение рабочих мест, оставшегося под напряжением оборудования, вывешивание плакатов безопасности.

Защитное заземление электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью

Нормативные требования

Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве. Требования не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более указанного, 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.

Нормативные рекомендации

Заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к напряжению прикосновения в соответствии с ГОСТ 12.1.038–82 «Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и токов», либо с соблюдением требований к его сопротивлению и к конструктивному выполнению. Как в том, так и в другом случае должно быть соблюдено требование ограничения напряжения на заземляющем устройстве.

Для рабочего и защитного заземлений выполняется единое заземляющее устройство.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него расчетного тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющем устройстве, с которого исключен вынос потенциала за пределы внешнего ограждения электроустановки. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

Заземляющее устройство, выполняемое с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом естественных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземляющему устройству 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 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены одна к другой, а расстояние между фундаментами или основаниями двух рядов не превышает 3,0 м.

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0:11,0; 13,5; 16,0 и 20,0м.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей, компенсирующих аппаратов и т. п. к заземляющему устройству, не должны превышать 6 х 6 м2.

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

Глубина укладки горизонтальных заземлителей на территории ОРУ должна быть не менее 0,5 м, за территорией электроустановки – не менее 1 м.

В скальных породах допускается прокладывать заземлители на меньшей глубине, но не менее 0,15 м.

Вертикальные заземлители, применяемые для снижения сопротивления заземляющего устройства, рекомендуется устанавливать по его внешнему периметру.

Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения, 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 3–5 м, а расстояние между ним должно быть равно ширине входа или въезда.

Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляющего оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубине, если необходимость этого подтверждается расчетом, а само выполнение не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителя. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть выполнена подсыпка щебня толщиной 0,1–0,2 м.

При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения (ГОСТ 12.1.038–82) следует:

заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, в земле прокладывать на глубине не менее 0,3 м;

вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей, компенсирующих аппаратов и т. п. прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители, которые должны обеспечивать распределение тока не менее чем в двух направлениях.

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 электроустановки не рекомендуется присоединять к заземляющем устройству, если последнее не выходит за пределы ограды.

Когда ограждение не присоединено к заземляющему устройству, расстояние от элементов ограды до элементов заземляющего устройства должно быть не менее 2 м. Если от электроустановки отходят воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, то металлическую или железобетонную ограду следует заземлять с помощью вертикальных заземлителей длиной 2–3 м, установленных по периметру ограды через 20–50 м. Установка таких заземлителей не требуется для ограды с металлическими стойками или стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими частями ограды.

Внешнюю ограду электроустановки рекомендуется присоединить к заземляющему устройству в случаях, когда последнее выходит за пределы ограждения. Во всех случаях напряжение прикосновения к ограждению не должно превышать допустимых значений. С этой целью рекомендуется с внешней стороны ограждения на расстоянии 1 м от него и на глубине 0.5 м проложить замкнутый горизонтальный заземлитель, связанный с заземляющим устройством не менее чем с четырех сторон. С этой же целью и таким же образом прокладывается замкнутый горизонтальный заземлитель вокруг зданий, расположенных вне контура заземляющего устройства и имеющего металлическую связь с этим контуром. При наличии асфальтовых отмосток замкнутый заземлитель не обязателен.

Внутреннее ограждение электроустановки следует присоединять к заземляющему устройству. Внутреннее ограждение подсоединяется к внешнему только в случае присоединения последнего к заземляющему устройству. Изоляция внешнего ограждения от внутреннего должна выполняться так же, как внешнего от зданий и сооружений.

Расчет защитного заземления.

В электроустановках напряжением до и выше 1000 В для обеспечения безопасности людей, по условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от грозовых и других перенапряжений и т.д., должны быть сооружены заземляющие устройства и заземлены корпуса электрооборудования. При этом в первую очередь, должны быть использованы естественные заземлители: металлические конструкции, арматура железобетонных конструкций в случаях, допущенных ПУЭ, трубопроводы и оборудование, имеющие надежное соединение с землей. Если сопротивление этих заземлителей не удовлетворяет нормам, необходимо устройство искусственных заземлителей.

При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с требованиями ПУЭ.

Выполним расчет контура заземления рассматриваемой подстанции напряжением 110/35/10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА.

Рассчитываем заземлитель в двухслойной земле методом наведенных потенциалов по допустимому сопротивлению подстанции 110/35/10 кВ, в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос – опоры двух подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ и 35 кВ на металлических опорах с длиной пролета ℓ = 200 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 мм2; расчетное (с учетом сезонных колебаний) сопротивление заземления одной опоры rоп = 12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20; данные измерений сопротивления системы трос – опоры отсутствуют.

Таблица 7.2 – Исходные данные для расчета заземлителя.

Выбор сопротивления заземлителя.

Согласно ПУЭ, заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше с током замыкания на землю более 500 А должно иметь сопротивление 0,5 Ом или меньше.

RЗ = 0,5 Ом.

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий.

Активное сопротивление троса в одном пролете.

rт = 0,15 · ℓп / Sт = 0,15 · 200 / 50 = 0,6 (Ом).

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя.

RИ = RЕ · RЗ / (RЕ – RЗ) = 1,342 · 0,5 / (1,342 – 0,5) = 0,797 (Ом).

Предварительная схема заземлителя.

Составляем предварительную схему заземлителя и наносим ее на план подстанции (длина - 80 м, ширина - 60 м), приняв контурный (распределенный) тип заземлителя, то есть в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной ℓв = 4 м) электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя.

На рисунке 7.1 точками обозначены вертикальные электроды.

По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов:

Lг = 1240 м; nв = 30 шт.

Расчетная модель заземлителя.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S = 4800 м2.

Длина одной стороны модели.

Количество ячеек по одной стороне.

Уточненная суммарная длина горизонтальных электродов.

Расстояние между вертикальными электродами.

Суммарная длина вертикальных электродов.

Lв = nв · ℓв = 30 · 4 = 120 (м).

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов.

Относительная длина вертикальных электродов.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта.

Отношение удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев земли.

ρ1 / ρ2 = 195 / 80 = 2,438.

Т.к. отношение находится в пределах 1 < 2,438 < 10, то показатель степени К определяем по выражению (25) [5].

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта.

ρе = ρ2 (ρ1 / ρ2)К = 80 (195 / 80)0,267 = 101,52 (Ом · м).

Расчетное сопротивление заземлителя.

Значение коэффициента А.

Т.к. значение tотн находится в пределах 0 < 0,066 < 0,1, то коэффициент А рассчитываем по формуле:

А = 0,444 – 0,84 tотн = 0,444 – 0,84 · 0,066 = 0,388.

Расчетное сопротивление заземлителя.

Это значение не превышает максимально допустимого сопротивления заземлителя Rи = 0,75Ом, а меньшее значение сопротивления, как известно, только повышает условия электробезопасности.

Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя).

Потенциал заземляющего устройства в аварийный период.

φзу = IЗ.110 · Rзр = 21 953 · 0,4 = 8 777 (В).

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4 х 40 мм общей длиной не менее 1386 м и вертикальных стержневых в количестве не менее 30 шт. диаметром 12 мм длиной по 4 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, то есть на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 0,6 м. При этих условиях сопротивление Rи искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,4 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом Rз, то есть общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей будет не более 0,5 Ом.

8. Гражданская оборона

Основные сведения

В данном разделе будут рассмотрены вопросы, касающиеся оценки устойчивости работы объекта энергетики к воздействию землетрясений и взрывов.

Под устойчивостью функционирования объекта понимается его способность выполнять свои функции в соответствии с назначением в условиях ЧС, а в случае аварии восстанавливать свои функции в минимальные сроки.

Требования к устойчивости функционирования объектов в условиях ЧС заложены в Нормах проектирования инженерно-технических мероприятий ГО, а также в разработанных на их основе ведомственных нормативных документах.

Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов

Пути и способы повышения устойчивости функционирования объекта в мирное и военное время разнообразны и определяются конкретными особенностями каждого объекта.

Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования объекта возможен только на основе тщательной оценки объекта энергетики как объекта ГО.

При проведении расчётов по оценке устойчивости объекта необходимо задать возможные максимальные значения параметров поражающих факторов, характеристики объекта и его элементов.

Характер и степень ожидаемых разрушений на объекте могут быть определены для различных дискретных значений интенсивности землетрясения (в баллах), вызывающего в зданиях и сооружениях разрушения.

Целесообразным пределом повышения устойчивости считают такое значение сейсмической волны, при котором восстановление повреждённого объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений).

Определим устойчивость ГПП к землетрясению, ядерному взрыву и взрыву емкости, наполненной сжиженным газом.

На объекте (трансформаторной подстанции) имеются:

Здания из сборного железобетона;

Силовые трансформаторы;

Кабельные подземные линии;

Контрольно-измерительная аппаратура;

Открытое распределительное устройство.

Таблица 8.1 – Степени разрушения объекта при избыточных различных давлениях ударной волны.

Устойчивость ГПП к землетрясению.

В природе существуют опасные природные явления или процессы геофизического, геологического, гидрофизического, атмосферного, биосферного и другого происхождения такого масштаба, которые вызывают катастрофические ситуации, характеризующиеся внезапным нарушением жизнедеятельности населения, разрушением и уничтожением материальных ценностей, поражением или гибелью людей.

По своему стихийному разрушающему действию не имеют себе равных среди стихийных бедствий землетрясения. По данным ЮНЕСКО, землетрясениям принадлежит первое место по экономическому ущербу.

Любой объект энергетики должен иметь устойчивость к воздействию землетрясений для надёжной работы и непрерывности питания электроэнергией потребителей, т.к. ни одно производство, и население в том числе, не может обходиться без электроэнергии. В этой связи все объекты кроме основного, имеют и резервное питание.

На устойчивость функционирования объекта в ЧС влияют следующие факторы:

надёжность защиты персонала от последствий стихийных бедствий, аварий, катастроф;

способность инженерно-технического комплекса объекта в определённой степени противостоять этим воздействиям;

надёжность системы снабжения топливом, электроэнергией, теплом, водой и т.п.;

устойчивость и непрерывность управления ГО и объекта в целом;

подготовленность к ведению спасательных работ и работ по восстановлению функционирования объекта.

Требования к устойчивости функционирования объектов заложены в Нормах проектирования инженерно-технических мероприятий ГО, а также в разработанных на их основе ведомственных документах.

Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования возможен только на основе всесторонней оценки объекта энергетики как объекта ГО.

Исходными данными для проведения расчётов по оценке устойчивости объекта являются: возможные максимальные значения параметров поражающих факторов, характеристики объекта и его элементов.

Параметры поражающих факторов задаются штабом ГО или определяются расчётным путём.

Оценка степени устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны заключается:

в выявлении основных элементов объекта, от которых зависит его функционирование;

определении предела устойчивости каждого элемента (по нижней границе диапазона баллов, вызывающих средние разрушения) и объекта в целом (по минимальному пределу входящих в его состав элементов);

сопоставлении найденного предела устойчивости объекта с ожидаемым максимальным значением сейсмической волны и заключении о его устойчивости.

В выводах и предложениях на основе анализа результатов оценки устойчивости каждого элемента и объекта в целом даются рекомендации по целесообразности повышения устойчивости наиболее уязвимых элементов и объекта в целом. Целесообразным пределом повышения устойчивости принято считать такое значение сейсмической волны, при котором восстановление повреждённого объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений).

Критерием устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны при землетрясении является эквивалентное значение избыточного давления воздушной ударной волны, при которой здания, сооружения и оборудование ещё сохраняются или получают слабые разрушения. При этом разрушительное воздействие сейсмических волн, по сложившейся международной практике, приравнивается к действию ВУВ.

Ожидаемая интенсивность землетрясения на территории объекта – 6 баллов по шкале Рихтера. На объекте имеются одноэтажные здания с металлическим каркасом, ленточные конвейеры и кабельные наземные линии. Определить характер разрушения элементов объекта при землетрясении.

Интенсивность землетрясения по шкале MSK.

По таблице 1.2 [6] определяем интенсивность землетрясения по шкале MSK.

Сила землетрясения по шкале MSK составит 8 баллов.

Избыточное давление воздушной ударной волны.

По таблице 1.3 [6] определяем избыточное давление воздушной ударной волны, при котором ударная волна нанесет такие же разрушения что и землетрясение.

Избыточное давление ударной волны – 50 кПа.

Степень разрушения каждого из объектов.

По таблице 1.4 [6] находи степень разрушения каждого из объектов, наносимого землетрясением.

Здания из сборного железобетона – полное разрушение;

Силовые трансформаторы – среднее разрушение;

Кабельные подземные линии – не повреждены;

Контрольно-измерительная аппаратура – полное разрушение;

Открытое распределительное устройство – полное разрушение.

Вывод: При землетрясении в 6 баллов по шкале Рихтера объект будет сильно поврежден и работоспособен. Здания ЗРУ-35 и ЗРУ-10, КИПиА и ОРУ-110 будут полностью разрушены. Силовые трансформаторы получат средние повреждения. В рабочем состоянии останутся только кабельные линии.

Устойчивость ГПП к ядерному взрыву.

Одной из причин крупных производственных аварий и катастроф являются взрывы, которые обычно сопровождаются обрушениями и деформациями сооружений, пожарами и выходами из строя энергосистем.

Поражающим фактором любого взрыва является ударная волна. Действие ударной волны на элементы сооружений характеризуются сложным комплексом нагрузок: прямое давление, давление отражения, давление затекания, давление обтекания, нагрузка от сейсмовзрывных волн. Действие ударной волны принято оценивать избыточным давлением во фронте ударной волны (ΔРф, кПа). Избыточное давление ΔРф используется как характеристика сопротивляемости элементов сооружения действию ударной волны и для определения степени их разрушения и повреждения.

Степень и характер поражения сооружений при взрывах во время производственных аварий зависит от:

мощности (тротилового эквивалента) взрыва;

технической характеристики сооружения (конструкция, прочность, размер, тип – капитальные, временные, наземные, подземные и др.);

планировки объекта, характеристики застройки;

характера местности;

метеорологических условий.

При прогнозировании последствий возможного взрыва предусматриваются три круговые зоны:

I – зона детонационной волны;

II – зона действия продуктов взрыва;

III – зона воздушной ударной волны.

I зона – зона детонационной волны находится в пределах облака взрыва газо-воздушной смеси. В пределах зоны I действует избыточное давление, которое можно принимать постоянным – РI = 1700 кПа.

II зона – зона действия продуктов взрыва охватывает всю площадь разлета продуктов газовоздушной смеси в результате ее детонации (300 кПа ≤ РII ≤ 1700 кПа).

В зоне действия воздушной ударной волны (зона III) формируется фронт ударной волны, распространяющийся по поверхности земли (РII < 300 кПа).

Одновременно с прохождением ударной волны происходит перемещение воздуха с большой скоростью. Сопротивляемость зданий и сооружений к воздействию ударной волны зависит от их конструкции, размеров и других параметров. При воздействии ударной волны здания, сооружения, оборудование и коммунально-энергетические сети (КЭС) объекта могут быть разрушены в различной степени. Разрушения принято делить на полные, сильные, средние и слабые.

Оценить устойчивость объекта к воздействию ударной волны ядерного взрыва, если объект расположен на расстоянии Rr = 3,3 км от точки вероятного прицеливания; ожидаемая мощность боеприпаса g = 0,2 Мт; взрыв воздушный. Определим характер разрушения элементов объекта.

Максимальное значение избыточного давления.

По таблице 1.1 [6] определяем максимальное значение избыточного давления на расстоянии 3,3 км.

Избыточное давление – 27 кПа.

Избыточное давление, вызывающее разрушения.

По таблице 1.4 [6] для каждого элемента объекта находим избыточное давление, вызывающее сильный, слабые, средние и полные разрушения. Эти данные сводим в таблицу 1.

Пределом устойчивости любого элемента является нижняя граница средних разрушений – верхняя граница слабых разрушений. Предел устойчивости объекта равен пределу устойчивости самого слабого элемента.

Таблица 8.2 – Сводные данные предела устойчивости элементов объекта.

Сравниваем найденный предел устойчивости объекта с ожидаемым максимальным значением избыточного давления на его территории.

Производство устойчиво, если расчетное избыточное давление меньше предела устойчивости объекта и неустойчиво, если избыточное давление равно или больше предела устойчивости.

Максимальное значение избыточного давления (27 кПа) больше предела устойчивости объекта (10 кПа), следовательно, объект не устойчив к ударной волне ядерного взрыва.

Степень разрушения всех элементов объекта.

Определим степень разрушения всех элементов объекта, оказавшихся в зоне III на удалении 3,3 км:

Здания из сборного железобетона – среднее разрушение;

Силовые трансформаторы – слабое разрушение;

Кабельные подземные линии – не повреждены;

Контрольно-измерительная аппаратура – сильное разрушение;

Открытое распределительное устройство – среднее разрушение.

Устойчивость ГПП к взрыву емкости, наполненной сжиженным газом.

На расстоянии R = 368 м от объекта произошел взрыв емкости, наполненной сжиженными газом массой Q = 3,25 т. Определим характер разрушения элементов объекта.

Радиус хоны детонационной волны.

Радиус зоны действия продуктов взрыва.

r11 = 1,7 · r1 = 1,7 · 31,5 = 53,6 (м).

Зона в которой находится объект.

R > r1 > r11, следовательно объект находится в зоне III.

Относительная величина ψ.

ψ = 0,24 · R / r11 = 0,24 · 368 / 31,5 = 2,8

Избыточное давления в зоне воздушной волны.

Избыточное давления в зоне воздушной волны на расстоянии 368 м от точки взрыва.

Т.к. ψ > 2, то рассчитывать избыточное давление будем по следующей формуле:

Избыточное давление, вызывающее разрушения.

По таблице 1.4 для каждого элемента объекта находим избыточное давление, вызывающее сильный, слабые, средние и полные разрушения. Эти данные сводим в таблицу.

Этот пункт уже выполнялся в расчете устойчивости объекта к ядерному взрыву. Будем ориентироваться на таблицу 8.2.

Сравниваем найденный предел устойчивости каждого элемента и объекта в целом с ожидаемым максимальным значением избыточного давления на его территории.

Производство устойчиво, если расчетное избыточное давление меньше предела устойчивости объекта и неустойчиво, если избыточное давление равно или больше предела устойчивости.

Максимальное значение избыточного давления (5,24 кПа) меньше предела устойчивости объекта (10 кПа), следовательно, объект устойчив к ударной волне взрыва.

Степень разрушения элементов объекта.

Здания из сборного железобетона – не повреждены;

Силовые трансформаторы – не повреждены;

Кабельные подземные линии – не повреждены;

Контрольно-измерительная аппаратура – слабое разрушение;

Открытое распределительное устройство – не повреждены.

Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта

Электроэнергия, поступающая на объект с разных трансформаторных подстанций, должна быть закольцована, что позволит отключать поврежденные участки и использовать сохранившиеся линии. Трансформаторные помещения, распределительная аппаратура и приборы должны быть надежно защищены, в том числе и от электромагнитного импульса. Кроме того, электроэнергия должна поступать на объект с двух направлений, при питании с одного направления необходимо предусматривать автономный (аварийный) источник (передвижную электростанцию).

Подготовка объекта к восстановлению жизнедеятельности предусматривает планирование первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам возможного повреждения и разрушения участков.

Наиболее важные производственные здания необходимо строить заглубленными или пониженной высоты, по конструкции – лучше железобетонные с металлическим каркасом.

Повышение их устойчивости достигается устройством каркасов, рам, подкосов, контрфорсов, промежуточных опор для уменьшения пролета несущих конструкций. Невысокие сооружения для повышения их прочности частично обсыпаются грунтом.

При недостаточной устойчивости самого оборудования от действия скоростного напора ударной волны оно должно быть прочно закреплено на фундаментах анкерными болтами.

Защита инженерно-технического комплекса предусматривает сохранение материальной основы объекта: зданий и сооружений, оборудования, коммунальных и энергетических сетей.

Для обеспечения непрерывного управления необходимо иметь надёжно защищенные пункты управления, АТС и радиоузел, устройство для зарядки аккумуляторов АТС и питания радиоузла, надежную связь с местными органами самоуправления, вышестоящим начальником ГО и его штабом, с формированиями на объекте; эффективную систему оповещения должностных лиц, персонала объекта.

Заключение

Дипломный проект выполнен в полном объёме в соответствии с заданием на дипломное проектирование. Тема дипломного проекта является актуальной для электрообеспечения городов, тесно связана с вопросами эксплуатации электроэнергетической системы города и отвечает требованиям по энергосбережению в электроэнергетике.

Дипломный проект состоит из семи разделов. В первой (электрической) части дипломного проекта определены электрические нагрузки для района города с населением 140 тысяч жителей.

В результате разработки электрической части дипломного проекта установлено, что для электрообеспечения района города с населением 140 тыс. жителей, с соответствующим количеством общественных и коммунальных учреждений и промышленных предприятий, необходимо в центре нагрузки района города установить ГПП с двумя трансформатора типа ТДЦТН мощностью 63 000 кВА каждый. После понижения напряжения в ГПП со 110 кВ на 35 и 10 кВ вся нагрузка приблизительно равномерно распределяется по 47 ТП-10/0,4, в каждой из которых устанавливается по два трансформатора типа ТМ мощностью от 400 до 1000 кВА каждый, и по 5-и заводским ТП.

Произведён расчёт и определены сечения и марки кабелей, подходящих к ТП-10/0,4 и сечение проводов ВЛ-35. Рассчитана распределительная сеть 0,38 кВ для районной котельной. Выполнен расчёт токов короткого замыкания согласно задания, выбраны и проверены коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей.

В целом все поставленные задачи в электрической части дипломного проекта на тему "Электрообеспечение района города на 140 тысяч жителей" выполнены.

Список литературы

1. Коноплёв К.Г. Руководство по выполнению электрической части дипломных проектов по тематике «Электрообеспечение района города». – Севастополь, СНИЯЭиП, 2002. – 84 с.

2. Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В двух томах. М., «Энергия» 1972.

3. Панюшева З.Ф., Столпнер Е.Б. Наладка отопительных котлов, работающих на газе. – Ленинград, Недра, 1974.

4. Столпнер Е.Б. Справочник эксплуатационника газовых котельных. – Ленинград, Недра, 1976.

5. Патрикеев Л.Я. Фомин А.М. Куликова Н.А. Электробезопасность. - Севастополь, СНИЯЭиП, 2002.

6. Корнев А.Н. Поцелуев Е.Ф. Оценка устойчивости промышленных объектов в чрезвычайных ситуациях. - Севастополь, СНУЯЭиП, 2006.

7. Патрикеев Л.Я. «Электроснабжение промышленных предприятий» Учебное пособие для выполнения электрической части курсовых и дипломных проектов. Севастополь, 2004.

8. Солдатин Л.А. Регулирование напряжения в городских сетях. «Энергия» М., 1976

9. Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Изд. 3-е, переработанное. «Энергия» Л. 1977.

10. Бургсдорф В.В., Якобс А.И. Заземляющие устройства электроустановок. М., Энергоатомиздат, 1987.

11. Липкин Б.Ю. Энергоснабжение промышленных предприятий и установок. М., Высшая школа, 1990.

12. Бабурова Л.И., Зенова И.М., Методические указания по выполнению экономической части дипломного проекта на тему «Электрообеспечение района города» для специальности 7.090.603 «Электрические системы электропотребления» - Севастополь: СНИЯЭиП, 2004.

13. Патрикеев Л.Я., Анисимов О.Ю. Пособие по курсовому проектированию районной электрической сети в курсе «Электрические сети и системы». - Севастополь, СИЯЭиП, 2000. - 352 с.

14. Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 4-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1971. – 624 с.

15. Каганов И.И. Курсовое и дипломное проектирование. – М. Колос, 1980 – 352с.