Оглавление

Аннотация 3

Введение 4

1 Технический паспорт проекта 6

2 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий 7

3 Определение расчетных электрических нагрузок общественных зданий 13

4.Выбор величины питающего напряжения 15

5.Выбор местоположения и числа трансформаторных подстанций 16

6. Выбор схемы распределительных сетей высокого напряжения. 19

7. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции микрорайонов города. 22

8. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения микрорайонов. 25

8.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП. 25

8.2 Расчёт линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до городской ГПП. 27

8.3 Расчёт токов короткого замыкания. 29

8.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале линии от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. 32

8.5. Определение технико-экономических показателей сравниваемых схем внешнего электроснабжения. 42

9 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы электроснабжения микрорайона 47

10 Предварительный выбор сечения кабельной линии 10 кВ 53

11 Расчет токов короткого замыкания 58

12 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость к токам короткого замыкания 61

13 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ 63

14 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ 66

15 Особенности ЭМО на энергетических и промышленных объектах 68

15.1 Виды помех 70

15.1.1 Помехи при КЗ на землю в сетях с эффективно заземленной нейтралью 70

15.1.2 Импульсные помехи при коммутационных операциях выключателями и разъединителями 71

15.1.3 Импульсные помехи при работе электромеханических устройств 73

15.1.4 Протекание значительных токов по ЗУ в нормальном режиме работы объекта 73

15.1.5 Низкочастотные магнитные поля при нормальной работе силового электрооборудования 74

15.1.6 Высокочастотные электромагнитные поля, создаваемые радиосредствами 74

15.1.7 Низкое качество напряжения питания 75

15.2 Подход к решению проблемы ЭМС. 75

15.3 Контроль ЭМО 76

15.3.1 Оценка состояния заземляющего устройства, включая заземление средств грозозащиты 76

15.3.2 Определение трасс растекания токов при грозовом разряде и КЗ 77

15.3.3 Долговременный мониторинг помех в информационных цепях 77

15.3.4 Измерение уровней помех в информационных цепях и цепях питания при коммутационных операциях 77

15.3.5 Оценка качества напряжения питания от основных и резервных источников 78

15.3.6 Оценка уровней электромагнитных полей 78

15.4 Улучшение ЭМО 78

15.4.1 Оптимизацию заземляющего устройства, в том числе: 78

15.4.2 Обеспечение правильной прокладки вторичных цепей по условиям ЭМС: 79

15.4.3 Оптимизацию систем питания: 79

15.4.4 Установка устройств защиты от перенапряжений 79

15.4.5 Экранирование чувствительной аппаратуры 81

16 Релейная защита и автоматика линий 10 кВ 82

16.1 Расчет МТЗ 84

16.2 Расчет токовой отсечки 85

17 Охрана труда и техника безопасности 87

18 Определение суммарных капитальных затрат по выбранному варианту электроснабжения 5 микрорайона 93

Библиографический список 98

 

Аннотация

Электроснабжение микрорайона №5 города Миасса .– Миасс : ЮУрГУ, 100 с., 23 илл., 32 табл. Библиография литературы – 25 наименований. 6 листов чертежей формата А1.

Спроектированная система электроснабжения микрорайона города соответствует требованиям надёжности, экономичности, безопасности, удобству эксплуатации.

По ходу выполнения данного дипломного проекта был произведён расчёт системы электроснабжения 5 микрорайона г. Миасс, выбрана схема системы электроснабжения, произведен выбор силовых трансформаторов, коммутационной аппаратуры, кабельных линий (с проверкой на термическую стойкость), рассмотрена система релейной защиты кабельных линий.

Показатели капитальных затрат и расходов на эксплуатацию приведены к оптимальному уровню, поэтому данный проект можно принять к строительству.

 

Введение

 

Развитие энергетики нашей страны в программе экономического подъема и развития Российской Федерации, которая предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства. На сегодняшний день, когда экономика нашей России имеет тенденцию к снижению должного уровня, идет развитие новых технологических решений, которые возможно помогут решить задачи высокого уровня развития экономики. Электрификация народного хозяйства России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередач, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Поэтому наметилась тенденция к снижению энергопотребления и потерь электроэнергии у потребителей. Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство городов и поселков, причем на промышленность приходятся более 70% потребления электроэнергии, которая должна расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии, участке и установке. В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс, экономное и рациональное использование которого должно обеспечивать успешное решение народнохозяйственных планов.

Основной задачей проектирования новых промышленных объектов является создание наиболее простой схемы энергоснабжения наименее энергоемкого производства, наиболее полного использования всех видов энергии с наименьшими потерями.

Это достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышение коэффициента мощности, сменности разработки мероприятий по экономии топливно-экономических ресурсов в перспективе.

В области энергоснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрения высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем энергоснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работником электрохозяйств разносторонние и сложные задачи, по охране труда и технике безопасности.

Учитывая экономический спад производства, а также с развитием и усложнением структур систем энергоснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности, с внедрением современной вычислительной техники, требуются не только специальные, но и широкие экономические знания. Развитие рыночной экономики заставляет повышать интерес к изучению и использованию экономических моделей и методик в сфере энергетики.

В предлагаемом вниманию дипломном проекте сделана попытка обобщить имеющиеся знания и изложить теоретические и практические вопросы инженерными методами, которые основаны на достижениях различных отраслей знаний, для реализации которых требуются минимальные затраты времени у проектировщика при их усвоении и использовании.

Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

К III категории относятся здания, жилые дома в 5-9 этажей, предприятия бытового обслуживания, магазины, детские учреждения, наружное освещение. Для электроприемников III категории допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не более суток.

 

Внимание!

Диплом № 2332. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

1 Технический паспорт проекта

 

1. Суммарная установленная мощность электроприемников микрорайона напряжением ниже 1 кВ: 5428 кВт.

2. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 1 категории: дома высотой 14 этажей.

Потребители 2 категории: остальные потребители. .

3. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 28054 кВА;

4. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

5. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-50/8;

6. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 3,5 км;

7. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: ТДН — 25000/110;

8. Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

9. Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: КУ-10;

10. На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью 630 кВА;

11. Тип и сечение кабельных линий: ААШв (95-185 мм2).

 

2 Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий

 

В основу расчета положена «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» [1] .

Целью расчета электрических нагрузок является определение числа и мощности потребительских ТП. Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии и нагрузок питающей осветительной сети.

Приведем методику расчета квартир, включая и общедомовые помещения (подвалы, чердаки, лестничные клетки и т.д.).

 

Определим расчетную электрическую нагрузку квартир, приведенную к вводу жилого дома по формуле:

 

, (2.1)

 

где: Ркв.уд. – удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир, принимая ее в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;

n — количество квартир.

 

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) – Рр.ж.д., кВт, определяется по формуле:

 

(2.2)

 

где: Ку – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, Ку-0,9; [1]

Рс- расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

 

Расчетная нагрузка силовых электроприемников, приведенная к вводу жилого дома, определяется:

 

(2.3)

 

где: Рр.л. – мощность лифтовых установок, кВт;

Рст.у.- мощность электродвигателей санитарно-технических устройств, кВт.

 

Мощность лифтовых установок определяется по формуле:

, (2.4)

 

где Кс – коэффициент спроса [1,табл.2.1.2.];

Рл – установленная мощность электродвигателя лифта, кВт;

n – количество лифтовых установок.

 

Расчет жилого дома № 29.

 

Жилой дом №29 на 216 квартир состоит из трех секций. В доме 9 этажей, установлено шесть лифтовые установок с мощностью, приведенной к ПВ=100%, равной 7 кВт.

 

Ркв.уд. – определяется путем интерполяции:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчетная нагрузка для лифтовых установок:

 

 

 

Кс=0,65[1,табл.2.1.2];

 

 

 

Расчетная нагрузка силовых электроприемников дома:

 

 

 

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома:

 

 

Реактивная нагрузка жилых объектов складывается из реактивной мощности электродвигателей лифтов и реактивной мощности квартир:

 

 

Реактивная мощность квартир:

 

(2.5)

 

где tg φкв=0,29 [1,табл.2.1.4];

 

 

 

Реактивная мощность лифтов:

 

(2.6)

 

где: tg φл=1,17 [1,табл.2.1.5];

 

 

 

 

 

Расчет остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов сводится в таблицу 2.1, 2.2 и в таблицу 2.3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Определение расчетных электрических нагрузок

общественных зданий

 

 

Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится по удельным расчетным электрическим нагрузкам [1].

Пример расчета нагрузки детского сада на 300 мест № 28.

Расчетная мощность детского сада определяется по формуле:

 

(3.1)

 

где Руд№28 – удельная расчетная нагрузка, кВт/место;

m – число мест в саду.

 

 

 

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

 

(3.2)

 

где tg φ=0,25 [1].

 

 

 

 

 

Аналогично выполняются расчеты силовой нагрузки для других общественных зданий. Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1.

 

 

 

 

По данным [2, 3] уличное освещение затрачивается примерно около 10% вырабатываемой электроэнергии в мире, исходя из этого расход электроэнергии микрорайона на освещение получаю равным Росв = 501 кВт.

 

РΣ=Рр.ж.д 9+Ркв 5+ Рр.ж.д 14 + Росв +Рр=1381+1876+275,7+501+1477,5=5128,2 Квт

 

Итого суммарная активная нагрузка по моему микрорайону 5128,2кВт

Итого суммарная реактивная нагрузка по моему микрорайону 1782кВар

 

 

4 Выбор величины питающего напряжения

 

 

Согласно [5] для городской питающей сети целесообразно применять систему электроснабжения напряжений 110-35/10/0,4 кВ.

 

В качестве основного для городской питающей среды принимается 10 кВ, которое характеризуется меньшими капиталовложениями и потерями в сетях по сравнению с системой 6 кВ.

 

Городские электрические сети напряжением 10 кВ выполняются трехфазными с изолированной нейтралью.

 

Для распределительной сети низкого напряжения основным напряжением является 380/220 В, сеть выполняется четырехпроводной с глухозаземленной нейтралью.

 

 

5 Выбор местоположения и числа трансформаторных

подстанций

 

Важной целью проектирования является выбор оптимального числа местоположения потребительских ТП. Районирование электрических нагрузок является неотъемлемой частью решения этой задачи.

Площадь микрорайона составляет 0,4 км2. Суммарная активная расчетная нагрузка составляет – 5511,2 кВт. Плотность нагрузки составит = 12,3 Вт/м2.

Согласно данному генеральному плану микрорайона видно, что он представлен в виде прямоугольника 1200×275 м. Мысленно микрорайон разбиваем на 5 частей. Принимаем 5 потребительских подстанций для обеспечения надежности электроснабжения и уменьшения экономических показателей.

Согласно [9] трансформаторную подстанцию располагаем ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.

 

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

 

(5.1)

 

(5.2)

 

Пример расчета ЦЭН для ТП №2.

Данные об электроприемниках, питающихся от ТП №3, и их координаты сведены в таблицу 5.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 5.1- Данные об электроприемниках, питающихся от ТП №3

 

Номер объекта по плану Рр, кВт X, мм Y, мм

Жилой дом № 142 72 15 40

Жилой дом № 144 126 10 26

Жилой дом № 140 100 40 30

Жилой дом № 138 147,47 38 41

Жилой дом № 136 147,47 47 41

Жилой дом № 11 63 9 17

Жилой дом № 13 72 15 7

Жилой дом № 15 63 23 21

Магазин «Товары для дома» 70 26 38

Столовая 208 29 7

1068,94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Учтя архитектурные особенности расположения зданий место расположение ТП №2 смещаем в точку с координатами Хо факт=28,5 мм, Yо факт=25 мм

 

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводят аналогично. Расчеты снесены в таблицу 5.2

 

Таблица 5.2

Номер ТП Xo расч Yo расч Xo факт Yo факт Sр,мВА

ТП № 1 50 20 59 25 1212

ТП № 2 27,899 23,65 28,5 25 1125

ТП № 3 45 23 36,5 23 1158

ТП № 4 32 33 27 25 980

ТП № 5 41,5 14,4 47 18 981

 

 

 

 

 

 

6 Выбор схемы распределительных сетей высокого напряжения.

 

 

Распределение электроэнергии от РП до потребительских ТП осуществляется по распределительным сетям 10 кВ. Распределительная и питающая сети 10 кВ используются для совместного питания городских коммунально-бытовых объектов. Городские сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью [16].

 

Схем построения городских распределительных сетей довольно много. Выбор схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а также от территориального расположения потребителей относительно РП и относительно друг друга.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта , удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, — это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

 

Рассмотрим схемы электрических сетей заданного района, а также проанализируем их достоинства и недостатки, с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для технико-экономического сравнения.

 

Распределительные сети ВН выполняются по схемам: радиальной (одностороннего питания), магистральной, по разомкнутой петлевой с АВР, по замкнутой петлевой.

 

Представлен вариант распределительных сетей, выполненный по радиальной или магистральной схеме (рисунок 3), так как данный вариант является наиболее простым и не дорогим.

 

Рисунок 6.1 – Схемы распределительных сетей

 

Характерной особенностью этих схем является одностороннее электроснабжение потребителей. При аварии на любом участке линии Л1 и Л2 или на шинах 10 кВ подстанции автоматически отключится головной масляный выключатель В1 или В2 и вне подстанции прекращают подачу электроэнергии потребителям на время ремонта. Такие схемы применяются для потребителей III категории, так как в этих схемах отсутствуют резервное питание и осуществляется минимальная надежность электроснабжения.

 

 

 

Широко в городских сетях применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме (рисунок 4). Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно обеспеченной надежности электроснабжения потребителей.

 

 

Рисунок 6.2 – Кольцевая схема электроснабжения

 

 

 

 

 

 

В дипломном проекте для рассматривается кольцевая схема электроснабжения.

Согласно [16] электрические сети 10 кВ на территории городов, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше выполняются, как правило, кабельными. Кабельные линии прокладывают в траншеях на глубине не менее 0,7 м /16/.

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции микрорайонов города.

 

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции микрорайонов города определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Величину (величины) рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:

,

(7.1)

где: — расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП;

— число линий питающих ГПП.

— длина питающей ГПП линии, км;

Сборные шины 10 кВ ГПП относятся к системе пятого уровня, тогда по методу упорядоченных диаграмм расчетная активная нагрузка микрорайонов определяется:

,

(7.2)

где: — коэффициент одновременности максимумов;

— суммарная расчетная активная мощность узлов системы электро-снабжения 3-го уровня, непосредственно питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;

— суммарная расчетная активная мощность высоковольтных электроприемников, питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;

— суммарные потери активной мощности в трансформаторах КТП, кВт;

— суммарная расчетная активная мощность осветительной нагрузки, включая освещение территории.

Таблица 7.1-Выбор напряжения –формула Стилла

Выбор напряжения — формула Стилла

L 3 км

Ррп 27 301 кВТ

Uрац 64,57 кВ

 

Коэффициент одновременности максимумов является функцией числа присоединений к сборным шинам ГПП n и средневзвешенного коэффициента использования по городу КИА и приводится в РТМ 36.18.32.4-92.

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов с ближайшим меньшим и большим по сравнению с полученным значением уровнями напряжения.

Полная расчетная нагрузка микрорайонов, необходимая для выбора трансформаторов на ГПП, определяется:

,

(7.3)

где — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы;

,

(7.4)

— потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВар;

,

(7.5)

Коэффициент реактивной мощности находится из таблицы 7.2

 

 

 

 

Таблица 7.2 — Коэффициенты реактивной мощности сети 110, 35 кВ

Напряжение сети, кВ 35 110

 

0,4 0,5

 

На ГПП устанавливается два силовых трансформатора. Это, как правило обеспечивает необходимую надежность питания при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции.

Номинальная мощность каждого трансформатора определяется из соотношений:

,

(7.6)

где — число трансформаторов ГПП;

— коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

,

(7.7)

Произведем расчёт по выражениям (4.3) — (4.7) и сведём полученные результаты в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 — Выбор трансформаторов ГПП

Выбор трансформаторов на ГПП

Напряжение, кВ n, штук kзн Sт, кВА Sнт, кВА Тип Кзн Кз па

35 кВ 2 0,7 13 914 25 000 ТДН-25000/35 0,55 1,1

110 кВ 2 0,7 14 027 25 000 ТДН-25000/110 0,56 1,12

 

 

 

8 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения микрорайонов.

8.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП

Проведем технико-экономические расчеты для двух вариантов схемы внешнего электроснабжения.

 

Рисунок 8.1-Сравниваемые варианты внешнего электроснабжения

Параметры трансформаторов в таблице 8.1:

Таблица 8.1-Параметры трансформаторов

Напряжение, кВ 35 110

Трансформатор ТДН-25000/35 ТДН-25000/110

Sнт, кВА 25 000 25 000

n, штук 2 2

kзн 0,74 0,75

ΔРхх, кВт 25 25

ΔРкз, кВт 125 120

Iхх, % 0,7 0,65

Uкз, % 8 10,5

 

Определим потери электроэнергии в силовых трансформаторах.

Потери активной мощности в трансформаторах:

,

(8.1)

где — число трансформаторов ГПП;

— потери холостого хода, кВт;

— потери короткого замыкания, кВт;

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

,

(8.2)

где — ток холостого хода трансформатора,%;

— напряжение короткого замыкания,%.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

,

(8.3)

где — годовое число часов максимальных потерь;

,

(8.4)

где — годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки, равное для города 4380 ч;

Результаты расчёта по выражениям (4.8) — (4.11) занесём в таблицу 8.2

Таблица 8.2- Сводная таблица

Параметры 35 кВ 110 кВ

Потери мощности ΔРт, кВт 187 185

ΔQт, кВар 2 540 3 278

Годовое число часов max потерь τ, ч 2 766 2 766

Годовое число часов использования max P-нагрузки Тм,ч 4 380 4 380

Потери электроэнергии ΔАт, квт*ч 378 715 373 460

 

8.2 Расчёт линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до городской ГПП

Вариант с напряжением 35 кВ.

Нагрузка в начале линии:

,

(8.5)

Расчетный ток одной цепи линии:

,

(8.6)

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания все нагрузки по одной цепи линии):

,

(8.7)

Сечение проводов находим по экономической плотности тока /5/

,

(8.8)

Потери активной энергии в проводах линии за год:

,

(8.9)

где расстояние от подстанции энергосистемы до ГПП, L=3км;

 

Для 110 кВ — нахождение нагрузки в начале линии, расчетного тока, тока в послеаварийном режиме, сечения проводов, потери активной энергии в проводах за год производится аналогично. Марка провода АС-70/11 (r0 = 0,45 Ом/км, х0 = 0,48 Ом/км [16]). Длительно допустимый ток Iд = 165 А > Iп =150 А. Результаты сведем в таблицу 8.3.

Таблица 8.3-Сравниваемые варианты 110 и 35 кВ

 

Напряжение, кВ 35 110

Нагрузка в начале линии Sрл, кВА 28 311 28 760

Расчётный ток одной цепи Iрл, А 233 75

Ток в послеаварийном режиме Iп, А 466 150

Экономическая плотность jэ, А/мм^2 1,1 1,1

Сечение проводов Fэ, мм^2 212 68

Провод Марка провода АС — 205/27 АС — 70/11

Допустимый ток Iд, А 505 165

Удельное r-сопротивление ro, Ом/км 0,13 0,45

Удельное x-сопротивление xo, Ом/км 0,4 0,48

Длина линии L, км 3 3

Потери активной энергии за год ΔАл, квт*ч 175 691 63 013

 

8.3 Расчёт токов короткого замыкания

 

 

 

Рисунок 8.2-Схема замещения

 

Для выбора электрооборудования в схеме внешнего электроснабжения необходимо определить токи короткого замыкании в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на выводах ГПП. Схема замещения представлена на рисунке 4.1.

Определим сопротивление элементов схемы.

Сопротивление системы:

,

(8.10)

Ток короткого замыкания в точке :

,

(8.11)

Ударный ток короткого замыкания в точке 1:

,

(8.12)

 

 

Сопротивление воздушной линии 35 кВ:

,

(8.13)

Ток короткого замыкания в точке :

,

(8.14)

Ударный ток короткого замыкания в точке 2 определяется аналогично, по выражению (4.19)

При напряжении 110 кВ мощность короткого замыкания МВА, а базисная мощность МВА и кВ. Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

 

Рисунок 8.3

Для напряжения 110 кВ все расчеты проводятся аналогичным образом.

Сведем все расчетные данные в таблицу 8.4:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8.4-Расчёты токов короткого замыкания

Базисная мощность Sб, МВА 1000 1000

Мощность кз системы Sc, МВА 335,8 2876

Базисное напряжение Uб, кВ 37 115

Сопротивление системы xc, ое 2,97 0,347

Сопротивление ВЛ xл, ое 0,87 0,119

Точка К1 xk1, ое 2,97 0,347

Ik1, кА 5,253 15,125

Ку 1,72 1,72

iуд, кА 12,78 36,79

Время срабатывания защиты tсз, с 0,01 0,01

Собственное время отключения tсв, с 0,04 0,04

t, с 0,05 0,05

Постоянная времени затухания Ta, с 0,05 0,05

Апериодическая составляющая Iat, кА 20,135 57,97

Мощность кз ступени Sк.ст, МВА 4 000

Точка К2 xk2, ое 3,84 0,466

Ik2, кА 4,063 10,77

Ку 1,80 1,80

iуд, кА 10,344 27,4

Время срабатывания защиты tсз, с 0,01 0,01

Собственное время отключения tсв, с 0,04 0,04

t, с 0,05 0,05

Постоянная времени затухания Ta, с 0,05 0,05

Апериодическая составляющая Iat, кА 15,57 41,28

Iраб утяж, А 923 150

8.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале линии от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП

 

Выключатели выбираются:

— по номинальному напряжению

;

(8.15)

— по номинальному току

;

(8.16)

где — ток утяжеленного режима цепей питающих линий;

;

(8.17)

 

— по отключающей способности, которая характеризуется номинальным током отключения в виде действующего значения периодической составляющей отключающего тока:

Для варианта 35 кВ к установке принимаем выключатель типа

ВБП3-2000-12,5/35

с собственным временем отключения 0,04 с.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

,

(8.18)

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов по условию:

,

(8.19)

Апериодическая составляющая тока КЗ для ветви энергосистемы вычисляется:

,

(8.20)

где — время от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов;

— постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; для системы напряжением 35 кВ с.

Расчетное время

,

(8.21)

где — минимальное время действия релейной защиты, с;

с.

Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени :

,

(8.22)

Электродинамическая стойкость проверяется по условиям:

,

(8.23)

.

(8.24)

где , — действующее и амплитудное значения предельного сквозного тока КЗ (справочные данные);

Термическая стойкость проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

,

(8.25)

где — полный тепловой импульс КЗ, ;

,

(4.33)

где — время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

,

(8.26)

где — время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с;

— полное время отключения выключателя, равное 0,05 с;

с.

По каталогу:

— предельный ток термической стойкости I тер = 12,5 кА;

— длительность протекания составляет tтер = 4 с.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.7

Разъединители выбираются:

— по номинальному напряжению

;

(8.27)

— по номинальному току

;

(8.28)

— по конструкции, роду установки.

— по электродинамической стойкости:

,

(8.29)

;

(8.30)

— по термической стойкости:

;

(8.31)

В результате выбираем, по справочнику, разъединитель типа:

РДЗ — 35 — 2000 — У1

— разъединитель горизонтально-поворотного типа. Все каталожные данные разъединителя сводим в таблицу 8.5

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8.5 — Выбор выключателей и разъединителей в начале линии от подстанции энергосистемы

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

ВБП3-2000-12,5/35 РДЗ — 35 — 2000 — У1

 

U, кВ 35 Uном, кВ 35 35

Imax, А 923 Iном, А 2000 2000

Iп,о=Iп,τ, А 5,253 Iоткл, кА 12,5 —

Iat, кА 10,135 iа ном, кА 20,33 —

Iуд, кА 12,78 iдин, кА 32 63

Bk, кА^2 ∙ с 5,5 Iтерм^2*tтерм 625 2500

 

Используя выражения (4.22) — (4.39) выбираем аналогичные выключатели и разъединители на вводе ГПП.

Таблица 8.6 — Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП

 

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

ВБП3-2000-12,5/35 РДЗ — 35 — 2000 — У1

 

U, кВ 35 Uном, кВ 35 35

Imax, А 923 Iном, А 2000 2 000

Iп,о=Iп,τ, А 4,063 Iоткл, кА 12,5 —

Iat, кА 15,57 iа ном, кА 20,33 —

Iуд, кА 10,344 iдин, кА 32 63

Bk, кА^2 ∙ с 3,3 Iтерм^2*tтерм 625 2 500

 

Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбирают:

— по номинальному напряжению:

;

(8.32)

— по номинальному току:

,

(8.33)

номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности;

— по конструкции и классу точности;

— по электродинамической стойкости;

— по термической стойкости.

Таблица 8.7 — Выбор трансформаторов тока в начале линии от подстанции энергосистемы

Расчетные данные Каталожные данные

ТВ 35-|-1500/5

кВ;

кВ;

 

Imax. = 923 А; Iном. = 1500 А;

Iуд. = 12,78 кА; Iуд. = 81 кА;

Bk = 5,5, кА^2 ∙ с ;

 

 

Таблица 8.8 — Выбор трансформаторов тока на вводе ГПП

Расчетные данные Каталожные данные

ТВ 35-|-1500/5

кВ;

кВ;

 

Imax. = 923 А; Iном. = 1500 А;

Iуд. = 10,344 кА; Iуд. = 81 кА;

Bk =3,3 кА^2 ∙с ;

 

 

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения ОПН-У-35/40,5 с кВ.

При выборе схемы внешнего электроснабжения руководствуемся надежностью и простотой. Поэтому принимаем схему «мостика с ремонтной перемычкой» (рисунок 4.3).

 

 

Рисунок 8.4 — Вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия, напряжение 35 кВ

Для схемы внешнего электроснабжения с напряжением 110 кВ выбор оборудования производится аналогичным образом (таблицы 8.9 – 8.12).

Таблица 8.9 — Выбор выключателей и разъединителей в начале линии от подстанции энергосистемы.

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

ВГБУ-110-40/1000-У1 РНД — 110 — 1000 — У1

 

U, кВ 110 Uном, кВ 110 110

Imax, А 150 Iном, А 1000 1 000

Iп,о=Iп,τ, А 15,125 Iоткл, кА 40 —

Iat, кА 57,97 iа ном, кА 65,05 —

Iуд, кА 36,79 iдин, кА 52 80

Bk, кА^2 ∙ с 45,75 Iтерм^2*tтерм 4 800 2 977

 

Таблица 8.10 — Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП

Расчётные данные Каталожные данные

Выключатель Разъединитель

ВГБУ-110-40/1000- У1 РНД — 110 — 1000 — У1

 

U, кВ 110 Uном, кВ 110 110

Imax, А 150 Iном, А 1000 1000

Iп,о=Iп,τ, А 10,77 Iоткл, кА 40 —

Iat, кА 41,28 iа ном, кА 65,05 —

Iуд, кА 27,4 iдин, кА 52 80

Bk, кА^2 ∙ с 23,2 Iтерм^2*tтерм 4800 2976,75

 

 

Таблица 8.11 — Выбор трансформаторов тока в начале линии от подстанции энергосистемы.

Расчетные данные Каталожные данные

ТВ 110-|-600/5

кВ;

кВ;

 

Imax. = 150 А; Iном. = 600 А;

Iуд. = 36,79 кА; Iу = 152 кА;

Bk =45,75 кА^2 ∙ с ;

 

 

Таблица 8.12 — Выбор трансформаторов тока на вводе ГПП

Расчетные данные Каталожные данные

ТВ 110-|-600/5

кВ;

кВ;

 

Imax. = 150 А; Iном. = 600 А;

Iуд. = 27,4 кА; Iу = 152 кА;

Bk =23,2 кА^2 ∙ с ;

 

 

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираем по каталогу [16]

ОПН-У-110/77 и для защиты нейтрали силового трансформатора ОПН-У-110/56,

в качестве коммутационного аппарата ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400А, tтер = 119 кА^2c).

 

 

Рисунок 8.5- Вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия, напряжение 110 кВ

8.5 Определение технико-экономических показателей сравниваемых схем внешнего электроснабжения

 

При сравнении вариантов учитывается коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты находятся из выражения:

,

(8.34)

где — общие ежегодные отчисления от капитальных вложений;

— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников;

— стоимость годовых потерь электроэнергии.

,

(8.35)

где — нормативный коэффициент эффективности;

— отчисления на амортизацию;

— расходы на обслуживание.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

,

(8.36)

где — удельная стоимость потерь электроэнергии.

,

(8.37)

где — поправочный коэффициент ,

— основная ставка тарифа (таблица 4.15);

— стоимость одного кВт•ч электроэнергии (таблица 4.15) .

— отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия;

 

Таблица 8.13 – Основная ставка и поправочный коэффциэнты 110 и 35 кВ

, кВ

,

,

 

35

1,144

110

0,95

 

Результаты расчетов технико-экономических показателей для вариантов 35, 110 кВ сведены в таблицы 8.14 и 8.15 соответственно.

 

 

 

 

 

 

 

Сравним технико-экономические показатели вариантов схем внешнего электро-снабжения на напряжение 110кВ и 35кВ соответственно(таблицы 8.14 – 8.15), показатели ведем в таблицу 8.16. Таблица 8.16 – Сводная таблица сравниваемых вариантов

 

Вариант Кап. затраты, тыс. руб. Приведённые кап. затраты, тыс. руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потерь, тыс. руб Приведённые затраты, тыс. руб.

35 кВ 14 005 2 469 554 406 1 142 3 611

110 кВ 16 513 2 930 436 473 798,7 3 728

Таким образом видно, что вариант со схемой электроснабжения 35 кВ экономичнее на 3,10%

 

 

Но так как 110 кВ является более перспективным напряжением в развитии электросетей и города в целом, то принимаю схему «мостика с ремонтной перемычкой» на напряжение 110 кВ.

 

9 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы электроснабжения микрорайона

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I – питание микрорайона от ГПП (рисунок 9.1) и

II –питание микрорайона от РП (рисунок 9.2).

 

 

Рисунок 9.1 — 1 вариант электроснабжения 4-х микрорайонов

 

Питание микрорайонов происходит непосредственно от ГПП.

Достоинством является более экономичная по затратам схема выполнения, по сравнению с первым вариантом.

Недостатки смотри выше.

Расчет производится по минимуму годовых приведенных затрат:

 

Рисунок 9.2 — 2 вариант электроснабжения 4-х микрорайонов

 

Питание четырёх микрорайонов производится от РП которое в свою очередь запитано от ГПП.

Достоинством данной схемы является глубокий ввод высокого напряжения, меньшая суммарная длина кабельных линий по сравнению со вторым вариантом, меньшие капитальные затраты по сравнению со вторым вариантом.

Недостатком данной схемы является большие потери в к.л. по сравнению со вторым вариантом.

 

(9.1)

 

где Зi – приведенные годовые затраты по каждому варианту, т.руб.;

рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, Ен=0,15;

Кi – капитальные первоначальные вложения по каждому варианту, т.руб.;

Сi – себестоимость потерь электроэнергии i-го варианта. т.руб.

По одноставочному тарифу стоимость кВт/ч=0,881р ;

Уi – годовой ущерб от перерывов электроснабжения, т.руб.

 

Определение первоначальных капиталовложений по вариантам:

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

 

(9.2)

 

где Ктп – капитальные затраты на строительство РП, т.руб.;

Ккл – капитальные вложения на строительство кабельной линии, т.руб.

 

 

(9.3)

 

 

где Lкп – протяженность кабельной линии, км;

Куд.кi – удельная стоимость 1 км КП, т.руб.;

Куд.тi –удельная стоимость траншей в зависимости от числа кабелей:

1 кабель — Куд.тI =16,6 т.руб.

2 кабеля — Куд.кII=19.2 т.руб.

Куд.сi – стоимость разборки и восстановления асфальтовых дорожных покрытий при сооружении кабельных линий в городах; За траншею длиной 1 км и шириной 200 мм, Куд.сI =20 т.руб.; Куд.cII =30 т.руб.

Кn.кi – поправочный коэффициент, Кn.кi 1,1;

Кдоп – дополнительные затраты на кабельные конструкции, наружное освещение и заземление, принимается равным 0, т.к. кабель прокладывается в траншее.

 

1 Вариант.

 

№ варианта Sст.кабеля, мм2 Длина кабеля, км Куд.к, т.руб.

I вариант 50 1,3 250,4

35 2,6 200

70 2,6 281,5

185 1,6 517,5

II вариант 35 1 200

50 0,1 250,4

70 0,66 281,5

185 0,66 517,5

240 2,2 622,96

Таблица 9.1 – Удельная стоимость кабельных линий по вариантам

 

=(1,3∙1,1∙(250,4+19,2+30))+(2,6∙1,1∙(200+19,2+30))+(2,6∙1,1∙(281,5+19,2+30))+(1,6∙1,1∙(517,5+19,2+30)) = 3084,3 т.руб.

 

=(1∙1,1∙(200+19,2+30))+(0,1∙1,1∙(250,4+19,2+30))+(0,66∙1,1∙(281,5+19,2+30))+(0,66∙1,1∙(517,5+19,2+30))+(2,2∙1,1∙(622,96+19,2+30)) = 2585,3 т.руб.

 

(9.4)

 

Кст – капитальные затраты на строительную часть РП;

 

; (9.5)

 

Где: См – себестоимость строительных материалов,

ЗП – заработная плата строителей.

Кэл.об.- кап. затраты на покупку эл. оборудования и оплату труда монтажников

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 9.2 – Удельная стоимость комплектных ячеек на ГПП

№ варианта Перечень оборудования Себестоимость оборудования, руб Себестоимость монтажа, руб Крп, т.руб

1 Ячейки КРУ серии КУ-10 – 8 шт. 1148032 8264 1156,3

Итого по варианту 1156,3

 

Таблица 9.3 – Удельная стоимость оборудования РП

№ варианта Перечень оборудования Себестоимость оборудования, руб Себестоимость монтажа, руб Крп, руб

2 Ячейки КРУ серии КУ-10 – 13 шт. 2152560 15495 1865552

Сборные шины 39300 215 39515

Изоляторы – 100шт 13200 957 14157

Строительная часть РП 83464 4598 88062

Итого по варианту 2007286

 

 

Капитальные затраты по вариантам:

1 Вариант

 

= 1156,3+3084,3 = 4240,6 тыс.рублей

 

 

2 Вариант

 

= 2007,2+2583,3 = 4590,5 тыс.рублей

 

Расчет стоимости потерь электроэнергии в кабельных линиях.

 

(9.6)

 

Потери э/энергии в кабельных линиях.

 

1 вариант.

Для примера приведём расчет потерь э/энергии в кабельных линиях питающих петлевую схему 1 микрорайона.

Потери в кабеле ААШв-3×70:

(9.7)

τ =2766 часа

r0=0,443 Ом/км

L=1км

 

 

Потери в кабельных линиях питающих остальные микрорайоны приведём в таблице 9.4

Таблица 9.4 — Потери в кабельных линиях питающих микрорайоны по 1 варианту

 

№м/района Sр,кВА Iр.кл, А F, мм*2 L, км Τ, ч r0,Ом*км ∆Wкл, кВт*ч

1 3000 173 70 1 2766 0,443 18336

2 2000 115 35 1,3 2766 0,89 21161

4 2500 144 50 0,65 2766 0,62 11557

5 5456 315 185 0,8 2766 0,167 18333

Итого 69387

 

 

2 вариант.

Расчет потерь в кабельных линиях аналогичен расчету приведённому в 1 варианте, результаты сведём в таблицу 9.5

 

 

 

 

 

 

Таблица 9.5- Потери в кабельных линиях питающих микрорайоны по 2 варианту

 

Sр, кВА Iр.кл, А F, мм*2 L, км Τ, ч r0,Ом*км ∆Wкл, кВт*ч

Рп-1м/р 3000 173 70 0,23 2766 0,443 4217

Рп-2м/р 2000 115 35 0,5 2766 0,89 8138

Рп-4м/р 2500 144 50 0,05 2766 0,62 889

Рп-5м/р 5456 315 185 0,23 2766 0,167 5270

гпп-рп 12500 721 2*(2*240) 0,55 2766 0,129 25504

Итого 44018

 

 

Стоимость потерь э/энергии по вариантам:

1 Вариант

 

 

 

2 Вариант

 

 

 

Годовой ущерб от перерывов в электроснабжении принимается равным 0, т.к. нагрузка коммунально-бытовая.

 

Определение годовых приведенных затрат:

 

 

 

 

 

Исходя из приведенного технико-экономического сравнения двух вариантов внешнего электроснабжения, выбран наиболее экономичный по затратам – I вариант, электроснабжение микрорайонов от ГПП.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10 Предварительный выбор сечения кабельной линии 10 кВ

 

 

В соответствии с [16] сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях 10кВ при прокладке их в земляных траншеях, следует принимать не менее 35 мм2. Выбор экономически целесообразного сечения производится по экономической плотности тока в зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки /1/:

(10.1)

 

где Im – расчетный максимальный ток, А;

jэ –значение экономической плотности тока, А/мм2,

 

jэ=1,6 А/мм2 [15]

 

 

(10.2)

 

где Sm – максимальная расчетная мощность, передающаяся по кабелю, кВА;

 

(10.3)

 

 

Выбираем сечение кабеля на участке п/ст «Город-2» — РП (Рисунок 6).

 

 

(10.4)

 

где Ку=0,85 [16]

РΣi – суммарная расчетная нагрузка i-й ТП.

 

Рm0-и=(РΣ1+РΣ2+РΣ3+РΣ4)*0,85=(2500+2500+3000+5128)*0,85=11475кВ

 

cos φ=0,92 — на шинах РП [16]

 

tg φ=0,43

 

Qm0-и= Рm0-1∙tg φ=11475*0,43=4934 кВар

 

 

 

 

 

 

 

Выбираем 2 кабеля марки ААШв с сечением жилы 240 мм2 Iдоп = 355А

 

Расчет кольцевой распределительной сети 10 кВ

 

 

 

Рисунок 6 – Расчетная схема распределительных сетей 10 кВ

 

Выбираем сечения кабелей распределительной сети 10 кВ от РП.

Определяется точка потокораздела:

 

 

 

 

 

Проверка:

 

S01+S05=ΣSm (10.5)

 

3224+2232=5456

 

5456 кВА=5456 кВА

 

Потоки мощности по участкам:

S12=S01-S1=3224-1212=2012 кВА;

S23=S12-S2=2012-1125=887 кВА;

S34=S23-S3=887-1158=-271 кВА;

S54=S05-S5=2232-981=1251 кВА;

S43=S54-S4=1251-980=271 кВА;

S32=S43-S3=271-1158=-887 кВА;

 

ТП-3 является точкой потокораздела:

 

P01=S01∙cos φср.вз.=3224*0,94=3030 кВт;

P12=S12∙cos φср.вз.=2012*0,94=1891 кВт;

P23=S23∙cos φср.вз.=887*0,94=833,78 кВт;

P05=S05∙cos φср.вз.=2232*0,94=2098 кВт;

P54=S54∙cos φср.вз.=1251*0,94=1176 кВт;

P43=S43∙cos φср.вз.=271*0,94=254,7 кВт.

 

Определяется ток на каждом участке сети 10 кВ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По определенному току принимается экономическая плотность тока и принимается стандартное большее сечение кабеля. Марка кабеля – ААШв, стандартное сечение кабеля 35-240 мм2 [19].

 

F01=116,2 мм2; Fст.01=120 мм2; Iдоп=240 А

F12=72,5 мм2; Fст.12=95 мм2; Iдоп=205 А

F23=32 мм2; Fст.23=35 мм2; Iдоп=115 А

F54=45 мм2; Fст.54=50 мм2; Iдоп=140 А

F43=9,73 мм2; Fст.43=35 мм2; Iдоп=115 А

F05=80 мм2; Fст.05=95 мм2; Iдоп=205 А

 

Производится проверка выбранных сечений кабеля в аварийных режимах на нагрев и на потерю напряжения : обрыв линии 0-1 или обрыв линии 0-5. Питание распределительной сети 10 кВ осуществляется от одной из двух секций шин РП-10кВ. Расчет производится аналогично расчету в нормальном режиме. Результаты расчетов снесены в таблицу 11.

(10.7)

Обрыв участка № i-го участка Siав, кВА Рiав, кВт Iiав, А Fст., мм2 Fст.принятое, мм2

 

0-1 0-5 5456 5128 315 185 185

5-4 4475 4206 258 150 150

4-3 3495 3285 201 95 95

3-2 2337 2196 135 50 95

2-1 1212 1139 70 16 150

0-5 0-1 5456 5128 315 185 185

1-2 4244 3989 245 150 150

2-3 3119 2931 180 95 95

3-4 1961 1843 113 35 95

4-5 981 922 56 16 150

∆Uдоп,

 

 

%

1,51

1,3

1,12

0,95

0,6

1,49

1,27

1,08

0,71

0,65

Таблица 10.1-Расчет кабельных линий

 

 

Выбранное сечение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11 Расчет токов короткого замыкания

 

 

Для проверки кабеля на термическую устойчивость производится расчет токов короткого замыкания.

 

 

Составляется схема замещения кольцевой сети (рисунок 8).

 

 

 

Рисунок 8

 

Сопротивление системы 0,53 Ом; Iпо = 10,83 кА; iуд = 27,62 кА.

Рассчитываем индуктивные и активные сопротивления линий:

 

(11.1)

 

(11.2)

 

где Х0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км;

ro – погонное активное сопротивление, Ом/км;

l – длина участка линии, км.

Для кабеля сечением 95 мм2: X0=0,083 Ом/км, rо=0,326 Ом/км;

для кабеля сечением 50 мм2: X0=0,09 Ом/км, rо=0,62 Ом/км;

для кабеля сечением 35 мм2: X0=0,095 Ом/км, rо=0,89 Ом/км.

для кабеля сечением 185 мм2: X0=0,077 Ом/км, rо=0,167 Ом/км.

для кабеля сечением 150 мм2: X0=0,079 Ом/км, rо=0,206 Ом/км.

 

 

 

 

 

 

Таблица 11.1 – Результаты расчета сопротивлений

Хл0-5=0,077∙1,276=0,098Ом Rл0-5=0,167∙1,276=0,213 Ом

Хл0-1=0,077∙0,91=0,098Ом Rл0-1=0,167∙0,91=0,152 Ом

Хл1-2=0,079∙0,26=0,02Ом Rл1-2=0,206∙0,26=0,053 Ом

Хл2-3=0,083∙0,25=0,02Ом Rл2-3=0,326∙0,29=0,815 Ом

Хл3-4=0,083∙0,63=0,052Ом Rл3-4=0,326∙0,63=0,205 Ом

Хл4-5=0,079∙0,22=0,017Ом Rл4-5=0,206∙0,22=0,045 Ом

 

Производим выбор базисных величин:

 

Sб=100 МВА, Uб=10,5 кВ Iб = 5,498 А

 

rк1=rn=0,213 Ом;

 

хк1=хс+хл=0,53+0,098=0,628 Ом;

 

(11.3)

 

Определяется сопротивление в относительных единицах:

 

[9].

 

1. Определяется ток Iкз в точке К1

 

= = 9163 А [9].

 

Определяется ударный ток:

 

(11.4)

 

где kуд – ударный коэффициент

kуд=1,369 [16]

 

 

 

2. Определяется ток Iкз в точке К2

 

Х2=х1+хл4-5=0,66+0,048=0,708 Ом

 

 

 

 

= = 8727 А

 

 

3. Определяется ток Iкз в точке К3

 

Х3=х2+хл3-4=0,7+0,211=0,911 Ом

 

 

 

= = 6704 А

 

 

4. Определяется ток Iкз в точке К4

 

Iк4 = Ik1 = 9163 A

 

Iуд.к4 = Iуд.к1 = 17740 А

 

 

5. Определяется ток Iкз в точке К5

Х5=Х4+Хл1-2=0,66+0,056=0,716 Ом

 

 

 

= = 8524 А

 

 

Результаты расчетов снесены в таблицу 12.2.

 

Таблица 11.2 – Сводная таблица токов короткого замыкания

 

№ линии Хл, Ом rл, Ом Хki, Ом I к,

кА Iуд,

кА Sкз,

мВА

1 0,03 0,068 0,6 9,163 17,74 166,6

2 0,017 0,045 0,63 8,727 16,89 158,7

3 0,052 0,205 0,82 6,7 12,98 121,8

4 0,03 0,068 0,6 9,163 17,74 166,6

5 0,02 0,053 0,64 8,524 12,5 155

 

12 Проверка кабеля 10 кВ на термическую устойчивость

к токам короткого замыкания

 

 

При проверке кабелей ПУЭ рекомендует для одиночных кабелей место короткого замыкания принимать в начале линии, если она выполняется одним сечением или в начале каждого участка нового сечения, если линия имеет по длине разные сечения. При наличии пучка из двух и более параллельно выполненных кабелей ток короткого замыкания определяют, исходя из того, что замыкание произошло непосредственно за пучком, т.е. учитывается сквозной ток короткого замыкания.

Проверка сечения кабелей по термической стойкости производится по формуле:

 

 

(12.1)

 

где I∞ — действующее значение установившегося тока короткого замыкания;

tn – приведенное время короткого замыкания;

С – расчетный коэффициент.

 

С=95 А∙с1/2/мм2 [17]

 

При проверке кабелей 10 кВ городских сетей на термическую стойкость затухание тока короткого замыкания, как правило, не учитывается и tn принимается равным действительному, которое слагается из выдержки времени релейной защиты линий 10 кВ и собственного времени отключающего аппарат.

 

(12.2)

 

tотк.ап=0,03 с;

 

Проверим сечения кабелей кольцевой схемы.

Проверяем сечение кабеля на участке ГПП – ТП-5, расчетная точка короткого замыкания – К1.

 

I∞=9163 А; tр.з=0,05 с.; tn=0,08 с.

 

 

 

185 мм2>27 мм2

 

Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости.

Проверяем сечение кабеля на участке ТП-5 – ТП-4, расчетная точка короткого замыкания – К2.

 

I∞=8727 А; tр.з=0,05 с.; tn=0,08 с.

 

 

 

150 мм2>25,9 мм2

 

Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости.

Проверяем сечение кабеля на участке ТП-3 – ТП-6, расчетная точка короткого замыкания – К3.

 

I∞=6700 А; tр.з=0,05 с.; tn=0,08 с.

 

 

35 мм2>20 мм2

Выбранный кабель удовлетворяет условию проверки по термической устойчивости.

 

13 Расчет схемы распределительной сети 0,4 кВ

 

Городские распределительные сети 0,4 кВ могут иметь различные схемы построения. Для питания ЭП II и III категории, в частности жилых и бытовых зданий, применяют радиальную схему с двумя кабельными линиями (рисунок 10

 

Рисунок 10 – Радиальная схема электроснабжения 0,4 кВ

 

 

Сети 0,4 кВ выполняются трехфазными четырехпроводными, кабелем марки ААШВ. Сечения питающих линий выбираются по потере напряжения с проверкой по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах [9].

 

Расчет кабельных линий 0,4 кВ

 

Выбор сечения кабеля проводится по потере напряжения. Суммарные допустимые потери напряжения в сетях жилых районов города до наиболее удаленного ЭП принимаются: для трансформаторов мощностью 630 кВА – 7,62%. Располагаемые потери напряжения во внутренней проводке зданий принимаются 2% [18].

Расчет кабельной линии 0,4 кВ рассмотрим на примере жилого дома №1, питающегося от ТП№1с мощностью трансформаторов 2х630 кВА. Электроснабжение осуществляется по двум кабелям.

 

Рр.ж.д. = 126 кВт; cosφ = 0,96; l = 0,25 км

 

Определяется расчетное значение удельной потери напряжения:

 

∆Uуд = ∆Uкл/Ма, [8] (13.1)

 

где ∆Uкл – располагаемые потери напряжения в кабельной сети, %;

Ма – произведение активной нагрузки на длину участка линии, кВт*км;

 

Ма = Рр.ж.д.∙l (13.2)

 

Располагаемые потери напряжения в кабельной линии на участке от ТП№1 до ввода в жилой дом №1:

 

∆Uкл = 7,62% — 2% = 5,62 %.

 

Определяется момент нагрузки:

 

Ма = (126/2)∙0,25 = 15,75 кВт*км;

 

∆Uуд = 5,62/15,75 = 0,35 %/кВт*км.

 

По [19] подбираем сечения кабеля с алюминиевыми жилами с ближайшим меньшим значением удельной потери напряжения:

 

∆Uуд тб = 0,255 %/кВт*км;

 

Fст = 95 мм2;

 

Определяется фактическая потеря напряжения на участке по формуле:

 

∆Uф = Ма*∆Uуд тб, % (13.3)

 

∆Uф = 15,75∙0,255 = 4,016 %

 

 

 

 

Определяется потеря напряжения в аварийном режиме (выход из работы одного кабеля):

 

∆Uав = Рр.ж.д.∙l∙∆Uуд тб, % (13.4)

 

∆Uав = 126∙0,25∙0,255 = 8,03 % > 5,62 %;

 

Выбираем сечение кабеля 150 мм2 с удельной потерей напряжения

∆Uуд тб = 0,155 %/кВт*км.

 

∆Uав = 126∙0,25∙0,155 = 4,88 %

 

 

Принимаем кабель марки АВВГ 3х150+1х95.

Сечение нулевого провода принимается равным половине фазного [16].

Выбранный кабель необходимо проверить по длительно допустимому току в нормальном и аварийном режимах:

 

Iм ≤ Iдоп (13.5)

 

Iав ≤ Iдоп (13.6)

 

Iм = (Р/ ∙U∙cosφ)/2, А (13.7)

 

Iав = Р/ ∙Ucosφ, А (13.8)

 

Iм = (126/ ∙0,4∙0,96)/2 = 94,7 А;

 

Iав = 126/ ∙0,4∙0,96 = 189,4 А.

 

Для кабеля марки АВВГ 3х150+1х95, Iдоп = 305 А [16]. Кабель удовлетворяет условиям проверки.

Сечения кабельных линий остальных участков выбираются и проверяются аналогично.

 

 

14 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ

 

 

Кабельные линии 0,4 кВ защищаются автоматическими выключателями.

Выбор и проверку предохранителей рассмотрим на примере кабельной линии 0,4 кВ ТП-1 – жилой дом №1.

Кабельная линия выполнена кабелем марки АВВГ (3х150+1х95),

Iдоп = 305 А, Iр = 94,7 А; Iав = 189,4 А.

Т.к. автоматический выключатель должен пропускать аварийный ток линии, то номинальный ток теплового расцепителя должен быть больше аварийного тока.

 

Iн.т.рас. ≥ Iав, (14.1)

 

Выбираем ав. выключатель типа А3716ФУ3.

Uн.пр. = 380 В; Iном.ав. = 160 А; Iн.т.рас. = 160 А; Iотк = 25 кА.

 

При замыкании на землю или нулевой провод должно соблюдаться условие:

 

Iн.пл.вст. ≤ Iкз(1) [15] (14.2)

 

где Iкз(1) – минимальный ток однофазного короткого замыкания, определяемый величиной полного сопротивления петли провода фаза-нуль.

Iкз(1) = Uф /Zп, (14.3)

 

где Zп – сопротивление петли фаза-нуль [18];

 

Zп = 0,67 Ом/км для кабеля сечением жилы 150 мм2.

 

Iкз(1) = 220 /0,67∙0,25 = 1300 А;

 

160 < 1300/3;

 

160 А < 433 А.

 

Выбранный выключатель удовлетворяет условиям проверки. Автоматические выключатели остальных линий выбираем аналогично.

 

Оптимальное число ВРУ может быть принято по табл.7.1.[7] Как показывает исследования, ВРУ целесообразно размещать в секциях дома, ближайших к трансформаторной подстанции.

Следует иметь в ввиду что максимальная нагрузка на каждом вводе в здание, как правило, не должна превышать 400А, а в исключительных случаях 600А во избежание необходимости прокладки пучка параллельных кабелей и установки на вводах громоздких аппаратов.

Распределительная часть ВРУ

 

Распределительной части ВРУ присоединяются питающие линии квартир, силовых потребителей, питающие групповые линии рабочего, эвакуационного и аварийного освещения общедомовых помещений, противопожарных устройств, огней светового ограждения и т.д.

На каждой отходящей от ВРУ линии устанавливаются линии защиты (автоматические выключатели или предохранители). Аппарат управления может быть один на несколько линий одного назначения.

По таблице 7.1.[7] принимаем количество ВРУ–1 в доме №1 запитанного от ТП №1, и число отходящих линий для питания квартир принимаю тоже одной линией. Число стояков питающихся от одной питающей линии ПУЭ не ограничивается.

Количество подъездов в доме — 4, допускаю что нагрузка по все подъездам одинаковая I под = 47,3 А.

Так как ток на стояках составляет 47,3 А то на каждом стояке устанавливаю предохранители на 100 А с плавкой вставкой на 50 А.

Далее произведу выбор автоматических выключателей квартир, установленных в этажных щитках.

Допускаю что мощность потребляемая всеми квартирами одинаковая. Количество квартир в каждом подъезде 15. Мощность потребляемая каждой квартирой составляет 2,1 кВт, следовательно ток составляет примерно 10 А. Принимаю к установке однофазные автоматы следующие по номиналу = 16 А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15 Особенности ЭМО на энергетических и промышленных объектах

 

Надежность работы энергетических и промышленных объектов во многом определяется надежностью работы электронной (сейчас, как правило, цифровой) аппаратуры защиты, автоматики, связи и т.п. Специфика современных объектов такова, что устанавливаемая на них электронная аппаратура часто подвергается воздействию высоких уровней электромагнитных помех. В данной статье под помехой понимается любое явление электромагнитной природы, способное негативно влиять на работу аппаратуры.

Совокупность уровней помех на конкретном объекте называется электромагнитной обстановкой (ЭМО). Следует отметить большой разброс параметров ЭМО (например, уровней помех при коммутационных операциях) на различных объектах.

В данной статье мы кратко рассмотрим проблемы, связанные с контролем и улучшением ЭМО на энергетических и промышленных объектах.

Электромагнитные помехи различают по их источникам — естественным и искусственным. Последние принято делить на преднамеренные и непреднамеренные.

Непреднамеренная помеха — это любая помеха искусственного происхождения, не предназначенная для нарушения функционирования аппаратуры. Непреднамеренные помехи могут быть излучаемыми и наводимыми в проводниках. Электромагнитные помехи могут серьезно ухудшить качество функционирования силовой и электронной аппаратуры, вплоть до полной невозможности выполнить им свою основную функцию.

По спектральным и временным характеристикам различают сосредоточенные, импульсные и флуктуационные помехи.

Сосредоточенная помеха это узкополосное колебание, его параметры медленно (по сравнению с центральной частотой) меняются или постоянны во времени. Частотный спектр ее ограничен. Источниками такого рода помех могут быть различного рода средства связи, работающие в узкой полосе частот.

Импульсная и флуктуационная помехи образуют широкий частотный спектр. Источниками импульсной помехи являются РЭС, использующие импульсную модуляцию (например, РЛС), а также некоторые источники индустриальных помех.

Флуктуационная помеха представляет собой случайный процесс — наложение случайного числа импульсов случайной величины. Это могут быть грозовые разряды, космические шумы и внутренние шумы аппаратуры.

Источники ЭМ помехи — любые устройства, которые могут создавать и излучать электромагнитные поля.

По своему происхождению источники непреднамеренных помех можно разделить на две группы: естественные и искусственные. По своему пространственному расположению источники естественных помех могут быть земными и внеземными.

Внеземные: обусловленные ЭМ излучением Солнца, планет солнечной системы, звезд и т.п. Помехи создаваемые этим излучением особенно существенны для систем работающих в диапазонах УВЧ, СВЧ и более высокочастотных.

 

Рисунок 15.1- Классификация источников электромагнитных помех.

 

Земные: атмосферные помехи и статические разряды. Источниками атмосферных помех являются электрические разряды во время гроз, частотный спектр таких помех очень широк и они могут распространяться на большие расстояния. В северных широтах имеют место помехи от полярных сияний.

Накопление статических зарядов в осадках и их последующий разряд на элементах антенн, заземлении или близлежащих предметах также приводит к возникновению ЭМ помех.

Источниками искусственных помех являются не только РЭС, принцип работы которых связан с излучением электромагнитной энергии, но и устройства не предназначенные для этой цели (см. рис.1.1).

Помехи воздействуют на различные системы, РЭС, устройства и элементы, которые можно определить обобщенным понятием рецептора электромагнитных колебаний.

Рецепторы электромагнитной помехи — все устройства, которые в той или иной мере, обратимо или необратимо изменяют значения своих параметров под влиянием электромагнитных полей. Рецепторы могут быть естественного и искусственного происхождения. К рецепторам естественного происхождения можно отнести человека, животных и их эмбрионы, растения и их семена.

 

 

Рисунок 15.2 — Классификация рецепторов электромагнитных помех.

 

Искусственные рецепторы можно разделить на две группы:

•работающие по принципу извлечения информации из электромагнитного поля (радиоприемные устройства);

•рецепторы, принцип работы которых не связан с внешними полями.

Воздействие помех на рецепторы происходит как через антенный тракт (радиоприемники), так и вследствие наводок на различные элементы РЭС, по цепям питания и управления.

Чтобы понять суть проблемы, начнем с рассмотрения особенностей ЭМО на энергообъектах. Основной вклад в нее вносят, как правило, описанные ниже виды помех[14].

15.1 Виды помех

15.1.1 Помехи при КЗ на землю в сетях с эффективно заземленной нейтралью

Протекание по заземляющему устройству (ЗУ) значительных токов КЗ в сетях высокого напряжения приводит к возникновению перепадов потенциалов в пределах ЗУ. Средний потенциал ЗУ относительно удаленной земли также повышается. Таким образом, значительные разности потенциалов оказываются приложенными к вторичным кабелям (как проходящим в пределах ЗУ объекта, так и выходящим за его пределы) и соответствующим входам аппаратуры.

Кроме того, протекание токов КЗ в силовых ошиновках и по элементам ЗУ создает магнитное поле, амплитуда которого часто составляет сотни А/м. Это поле создает наводки на вторичные кабели в случае их сближения с трассой протекания тока КЗ. В реальности оба фактора часто действуют одновременно, вызывая значительные перенапряжения, опасные для аппаратуры и даже изоляции кабелей. Магнитное поле при КЗ опасно и для самой аппаратуры, если последняя размещается вблизи ошиновок или пути растекания тока КЗ по элементам ЗУ. Отметим, что случаи расположения ошиновок над зданиями ОПУ с помещениями РЩ, узлов связи и т.п. достаточно типичны (см. рис. 3).

 

Рисунок 15.3- Расположение силового оборудования рядом со

зданием ОПУ на одной из типовых подстанций

При расследовании причин повреждения аппаратуры в одном из региональных диспетчерских управлений, например, было выявлено растекание тока молнии практически через все здание вблизи элементов систем связи, АСУ, сигнализации. В результате имели место массовые повреждения элементов этих систем. Причиной ряда повреждений, согласно проведенному анализу, явилось непосредственное воздействие импульсного электромагнитного поля на аппаратуру. По приближенной оценке, напряженность магнитного поля в месте размещения аппаратуры составила от 300 до 1000 А/м, что может представлять угрозу даже для специальной аппаратуры в промышленном исполнении, не говоря уже о компьютерах и АТС офисного типа[10].

15.1.2 Импульсные помехи при коммутационных

операциях выключателями и разъединителями

При коммутационных операциях выключателями и разъединителями в сети высокого напряжения возникает высокочастотный переходный процесс. Параметры этого процесса индивидуальны для каждого объекта и, более того, даже для каждой конкретной коммутации. ВЧ-токи и перенапряжения через системы шин распространяются по территории объекта. Они создают электромагнитные поля, способные вызывать наводки во вторичных кабелях и даже во внутренних цепях аппаратуры. Кроме того, проникновение коммутационных помех во вторичные кабели происходит через трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), фильтры присоединения ВЧ-связи и т.п. Особенно серьезна ситуация на компактных элегазовых подстанциях, где высоковольтное оборудование и подверженная его влиянию электронная аппаратура размещаются очень близко друг к другу. В большинстве случаев на воздушных подстанциях уровни коммутационных помех во вторичных цепях невелики — порядка нескольких сотен вольт.

Такой сравнительно низкий уровень объясняется высоким затуханием помех «провод-земля» в низкочастотных кабелях энергообъектов. В то же время в высокочастотных кабелях, например, в кабелях ВЧ-связи, отмечались помехи амплитудой выше 4 кВ, а амплитуды порядка 1-3 кВ являются типичными.

 

 

1) (Tek THS730A). CH1 100 V 2 uS

2) (Tek THS730A). CH2 500 V 2 uS

Рисунок15.4- Осциллограмма коммутационной помехи в цепях питания узла связи (верхняя кривая — импульсное напряжение между нулем и землей узла связи, одно деление по вертикали – 100 В; нижняя кривая — импульсное напряжение между фазой и нулем, цена деления по вертикали — 500 В). Развертка по времени — 2 мкс на деление.

Следует отметить, что уровни коммутационных помех зависят от множества факторов, среди которых геометрия объекта, тип первичного оборудования, состояние заземляющего устройства, трассы прокладки вторичных цепей и т.п. Так, например, согласно сказанному выше, уровни коммутационных помех в цепях собственных нужд объектов не превышают обычно нескольких сот вольт. Однако в процессе измерений на некоторых объектах (внешне ничем не отличающихся от прочих) фиксировались помехи амплитудой более1кВ(рис.4).

Приведенный пример показывает, что истинный уровень коммутационных помех может быть достоверно определен лишь по результатам измерений. Поэтому измерение коммутационных помех следует рассматривать как обязательную часть комплекса оценки электромагнитной обстановки, даже если априори нет оснований предполагать, что их уровень высок[11].

15.1.3 Импульсные помехи при работе

электромеханических устройств

Осциллографирование помех при коммутациях низковольтных цепей показало, что переключения реле, электроприводов и т.п. также сопровождаются коммутационными помехами.

Частоты обычно оказываются значительно выше, чем при коммутациях высоковольтного оборудования (до сотни МГц и даже выше). В частности, работа традиционных электромеханических реле может приводить к генерации помех до 2-3 кВ (см. рис. 5).

Интересно, что высокочастотный процесс в ряде случаев сопровождается низкочастотным «всплеском». Это согласуется с данными зарубежных измерений.

 

2) (Tek THS730A). STO2 500 V 200 uS

Рисунок15.5- Помехи при коммутации реле РП-16 (получено при лабораторных испытаниях)/12/.

 

15.1.4 Протекание значительных токов по ЗУ

в нормальном режиме работы объекта

Для многих объектов (например, тяговых ПС) протекание значительных токов через систему заземления является нормой. Иногда такая же ситуация возникает вследствие ошибок при проектировании системы собственных нужд объекта. Все это приводит к тому, что на заземляющем устройстве этих объектов постоянно присутствует значительный потенциал (рис.6). Отмечены случаи, когда этот потенциал достигал 100 В по амплитуде. Он оказывается приложенным к входам цепей связи с удаленными объектами. Воздействие такого потенциала на аппаратуру редко бывает разрушительным. Однако малейшее нарушение симметрии цепи связи и входов аппаратуры вызывает сильное повышение уровней шумов в каналах проводной связи[11].

 

 

Рисунок15.6- Помеха на заземлении узла связи, связанном цепью нуля питания с заземляющим контуром тяговой подстанции (амплитуда — 25 В).

 

15.1.5 Низкочастотные магнитные поля

при нормальной работе силового

электрооборудования

При компактном расположении силового и электронного оборудования возможно постоянное воздействие на аппаратуру полей высокого уровня. Кроме того, часто приходится сталкиваться с повышением уровня магнитного поля промышленной частоты, обусловленным ошибочной конструкцией системы собственных нужд объекта.

Амплитуда таких полей обычно слишком мала для того, чтобы вызвать сбои или отказы оборудования. Однако часто приходится сталкиваться с их негативным влиянием на дисплеи («дрожание» изображения). Это приводит к быстрой утомляемости оперативного персонала, имеющего автоматизированные рабочие места (АРМ). Кроме того, оказываются превышенными нормы Санитарных правил (СанПиН)[12].

 

15.1.6 Высокочастотные электромагнитные поля,

создаваемые радиосредствами

За последнее десятилетие были отмечены случаи сбоев в работе электронной аппаратуры на энергообъектах под действием полей радиочастотных источников.

15.1.7 Низкое качество напряжения питания

Чаще всего проблемы качества питания возникают на подстанциях, питающих мощную нелинейную нагрузку. Таковы, в частности, тяговые подстанции, подстанции многих промышленных предприятий и т.п. Другим распространенным источником проблем с качеством питания является использование устаревших источников бесперебойного питания (ИБП), инверторов, стабилизаторов. В качестве примера на рис. 5 показана кривая питания от устаревшего дизель-генератора, уже не отвечающего потребностям питаемой им системы. Опасна также перегрузка ИБП. В этом случае включение мощных потребителей способно вызывать броски напряжения питания и последующие переходные процессы с амплитудой порядка киловольта (согласно результатам измерений в ЦДУ «Мосэнерго»). Все вышеперечисленные причины обусловили необходимость решения проблемы ЭМС[15].

15.2 Подход к решению проблемы ЭМС.

Во-первых, это контроль и повышение устойчивости применяемой аппаратуры к помехам.

Во-вторых, это оценка и улучшение электромагнитной обстановки на объектах.

Параметры ЭМО на различных объектах имеют большой разброс. Поэтому действующие нормы неизбежно ориентируются на некую «идеализированную» ЭМО, характерную для объектов без существенных дефектов. Теоретически можно изготовить аппаратуру, выдерживающую практически любые возможные помехи, но стоимость ее будет непомерно высока. Поэтому наиболее экономичным является сочетание обоих подходов к решению проблемы ЭМС. В большинстве случаев проблемы ЭМС объясняются:

1. Недостаточной проработкой проектных решений в части соблюдения особых условий ЭМС. Внимание проблеме ЭМС при проектировании энергетических и промышленных объектов, зданий и помещений управления и связи стало уделяться в основном лишь с середины 90-х годов.

2. Отклонением от проекта в ходе его реализации и последующих реконструкций. В качестве примера можно назвать прокладку непредусмотренных изначально дополнительных цепей резервного питания с объектов, обладающих высоким уровнем помех на заземляющем устройстве, на узлы управления и связи.

3. Низким качеством строительно-монтажных работ. Пример — дефекты монтажа заземляющего устройства (от полного отсутствия сварного соединения до дефекта типа «точечной сварки» вместо сплошного шва.).

4. Физическим и моральным старением объекта. Например, коррозия заземляющего устройства может в течение 10 — 20 лет сделать ЭМО крайне жесткой из-за ухудшения или полной потери значительного количества связей в пределах ЗУ.

5. Повреждением заземлителей при земляных работах, реконструкции и т.п.

 

1) (comm6) CH1 200 V 10 mS

Рисунок15.7- Кривая питания от устаревшего дизель-генератора.

15.3 Контроль ЭМО

В сложившейся ситуации представляется необходимым проводить контроль ЭМО на энергообъектах (а также промышленных предприятиях, узлах управления, связи и т.п.) перед размещением на них современной цифровой аппаратуры защиты, автоматики, АСУ, АСКУЭ и связи. Желательно также периодическое проведение контроля ЭМО с целью выявления неблагоприятных изменений в силу старения заземляющего устройства, реконструкций и т.п. Что касается технического содержания работ по оценке ЭМО, то они (согласно сложившейся практике и мнению автора) должны включать в себя следующие работы:

15.3.1 Оценка состояния заземляющего устройства,

включая заземление средств грозозащиты

Помимо классической процедуры проверки сопротивления растеканию заземляющего устройства, имеется необходимость контроля качества электрических связей между элементами больших ЗУ.

В работе авторы использовали следующую методику: в пределах заземляющего контура объекта выбирается опорная точка. Связь остальных точек с опорной проверяется организацией токовой петли между заземлением проверяемого аппарата (конструкции) и опорной точкой. Измеряется потенциал проверяемой точки относительно удаленной земли (потенциального зонда). Частное от деления потенциала на ток прогрузки – это сопротивление, которое можно назвать сопротивлением основания аппарата (конструкции) относительно опорной точки. Величина меньше 0,1 Ом говорит о хорошей связи с опорной точкой. Величины более 0,1 Ом объясняются дефектами ЗУ (малостью эффективного сечения заземлителей вследствие коррозии или конструктивных недоработок, недостаточным количеством или отсутствием металлосвязей). В этом случае должны проводиться мероприятия по улучшению состояния ЗУ. Для подобных измерений сейчас используются специальные цифровые приборы, обеспечивающие высокую селективность измеряемых сигналов на фоне помех, что крайне важно для измерений на объектах со сложной ЭМО. Трассировка коммуникаций ЗУ с помощью специальных трассоискателей может быть полезна на этапе проведения ремонтно-восстановительных работ. При этом надо учитывать, что такие приборы обычно дают лишь приближенное представление о геометрии металлосвязей в пределах ЗУ, не позволяя оценить их качество.

15.3.2 Определение трасс растекания токов

при грозовом разряде и КЗ

Опыт анализа причин повреждений аппаратуры и здравый смысл подсказывают, что сопротивление — не единственная характеристика ЗУ. Растекание значительных токов по металлоконструкциям кабельных каналов, экранам кабелей, заземляющим шинам в помещениях с аппаратурой и корпусам оборудования само по себе опасно. Действительно, создаваемые при этом поля и наводки могут приводить к сбоям и отказам аппаратуры даже при том, что все требования нормативных документов к сопротивлению оказываются выполненными. Поэтому часто возникает необходимость определения реальных трасс токов молнии или токов КЗ[13].

15.3.3 Долговременный мониторинг помех в информационных цепях

Фиксируются постоянно присутствующие помехи в широком диапазоне частот. Кроме того, производится мониторинг нерегулярно появляющихся импульсных помех. Осциллограф с присоединенным компьютером переводятся в режим «черного ящика», позволяющий без участия оператора обнаруживать помехи, фиксировать соответствующие осциллограммы и записывать их в память компьютера. Теоретически время проведения мониторинга не ограничено (реально, как правило, – несколько суток).

15.3.4 Измерение уровней помех в информационных

цепях и цепях питания при коммутационных операциях

Осуществляется с помощью современных цифровых осциллографов (типичная частота дискретизации 1 ГГц на канал) с функцией запоминания импульсного сигнала. Выбор уставок триггера осуществляется в зависимости от вида операции и цепи, в которой производятся измерения. Осциллограммы в цифровом представлении передаются на компьютер, что позволяет в дальнейшем осуществлять их обработку с использованием математических пакетов.

15.3.5 Оценка качества напряжения питания

от основных и резервных источников

Определяется коэффициент гармонических искажений, при необходимости отслеживается изменение действующего значения в течение суток или более. Производится осциллографирование переключения на резервное питание, что позволяет определить длительность бестоковой паузы[12].

15.3.6 Оценка уровней электромагнитных полей

Для измерения полей используются специальные интегрированные приборы, антенны и т.п. В ряде случаев необходимо применение аналитических методов. Это касается, в частности, определения уровней магнитных полей в местах расположения аппаратуры при КЗ в высоковольтных сетях с заземленной нейтралью.

Проведение указанных работ требует известной квалификации персонала и использования относительно дорогостоящего оборудования. Поэтому представляется целесообразным проведение таких работ силами специализированных организаций или отделов в рамках комплекса проектно-изыскательских работ по реконструкции объекта. Работы должны производиться в тесном контакте с проектировщиками, ведущими общий проект реконструкции. Разумеется, это приводит к некоторому удорожанию проекта, что является, по сути, платой за безопасность и надежность предлагаемого решения.

Что же касается контроля ЭМО в течение срока функционирования объекта между реконструкциями, то здесь представляется целесообразным привлечение к выполнению этих задач эксплуатационного персонала. Основной задачей является выявление внезапно возникших или скрытых проблем. При необходимости для их полной диагностики и решения может быть проведено полное обследование аналогично тому, как это делается при реконструкции.

15.4 Улучшение ЭМО

Разумеется, оценка ЭМО не является самоцелью. По ее результатам разрабатываются и осуществляются защитные мероприятия. В зависимости от результатов обследования, они могут включать:

15.4.1 Оптимизацию заземляющего устройства, в том числе:

• восстановление поврежденных и прокладку недостающих заземляющих электродов с целью снижения потенциалов при КЗ и грозовом разряде;

• установка вертикальных заземлителей для устройств грозозащиты, разрядников и ОПН;

• приведение систем заземления и выравнивания потенциалов в зданиях и помещениях УС в соответствие с современными требованиями;

• обеспечение растекания тока молнии на безопасном расстоянии от цепей питания и связи, а также мест расположения аппаратуры;

• разделение заземляющих проводников для информационной техники и устройств, способных нести значительные помехи, например, вводов кабелей с мачт радиосвязи;

• разрыв ненужных связей (например, между элементами грозозащиты и фильтрами присоединения ВЧ-связи, кабельными каналами и т.п.)[13].

 

15.4.2 Обеспечение правильной прокладки вторичных цепей по условиям ЭМС:

• раздельная прокладка информационных и силовых цепей;

• организация экранирования (с двух- или односторонним заземлением экранов в зависимости от условий на объекте);

• применение информационных кабелей с высокой степенью симметрии («витая пара»);

• прокладка трасс кабелей в обход областей с высокими уровнями электромагнитных полей;

• применение барьерных заземлителей, шин выравнивания потенциала и т.п.;

• использование (там, где это оправдано) оптической развязки[12].

15.4.3 Оптимизацию систем питания:

• разделение цепей заземления и нуля (переход с системы TN-C на системы TN-S и TN-C-S);

• уменьшение токов утечки (позволяет снизить уровень магнитных полей и низкочастотных наводок на кабели связи);

• установка стабилизаторов, разделительных трансформаторов и устройств резервирования питания;

• использование вторичных источников (ИБП, выпрямителей) с высокой помехоустойчивостью;

• организация защищенной подсети для устройств связи, АСУ и т.п. (например, отдельная фаза через стабилизатор)[13].

15.4.4 Установка устройств защиты от перенапряжений

В последнее время все интенсивнее стали применяться устройства подавления импульсных перенапряжений в цепях питания и обмена информацией. Такие устройства выполняются на базе силовых элементов с сильно нелинейной вольт-амперной характеристикой: разрядников, варисторов, стабилитронов и т.п. Нелинейность ВАХ позволяет организовать канализацию импульсных помех по схеме «провод-провод» или «провод-земля», не позволяя им достигнуть входов аппаратуры. Отметим, что эффективность использования таких устройств во многом определяется организацией системы заземления.

В настоящее время для максимально эффективного подавления помех в системе питания принято использовать принцип зонной защиты.

Он заключается в установке защитных устройств в несколько каскадов, каждый из которых рассеивает некоторую часть энергии импульса (рис. 8). В результате амплитуда помех снижается до уровней, безопасных для аппаратуры, даже не предназначавшейся специально для размещения на энергообъектах.

 

Рисунок15.8- Установка защитных устройств классов I, II и III

(по классификации МЭК) в сети TN-C-S 220/380 В

Что же касается устройств защиты линий связи и цифровых интерфейсов, то здесь многокаскадная структура часто реализуется в самом устройстве. Первый каскад производит отвод основной части энергии импульса. При этом высокочастотная составляющая, соответствующая обычно фронту импульса, проникает через первый каскад из-за ограниченного быстродействия последнего. Эта часть шунтируется быстродействующими стабилитронами второго каскада (время срабатывания — порядка 1-10 нс для разных модификаций ). Результаты лабораторного тестирования показали высокую эффективность подобных устройств. Так, например, грозовой импульс амплитудой 4 кВ от стандартного испытательного генератора может быть погашен практически полностью (смотри рисунок 15.9).

 

Tek(THS730A) STO1 200 V 200 uS

Форма импульса (реальная амплитуда – 4 кВ, на входе осциллографа использован делитель)

Tek(THS730A) STO2 20 V 50 uS

Импульс на нагрузке, защищенной ТУЗ (амплитуда снижена до15 В)

Рисунок 15.9- Подавление стандартного грозового импульса устройством защиты интерфейса RS485 (типа ТУЗ)

 

15.4.5 Экранирование чувствительной аппаратуры

Иногда высокий уровень магнитных полей при КЗ в высоковольтной сети представляет непосредственную угрозу для аппаратуры. В этом случае обычно рассматриваются варианты размещения аппаратуры в специальных экранирующих шкафах.

Разумеется, приведенными методами не исчерпывается все разнообразие решений, направленных на снижение уровней помех, воздействующих на аппаратуру. Более того, специфика энергетических и промышленных объектов, как правило, такова, что уровень действующих на аппаратуру помех не может быть снижен до очень малых значений без больших капитальных затрат.

Поэтому для всей микропроцессорной аппаратуры, влияющей на безопасность и надежность работы объекта, должен обеспечиваться высокий уровень собственной устойчивости к помехам. Это подразумевает проведение в рамках сертификации и (или) экспертной оценки испытаний на ЭМС, причем со степенями жесткости, отражающими специфические требования электроэнергетики[12].

 

 

К проблеме помехозащищенности систем индустриальной автоматизации следует относиться с максимальным вниманием, поскольку неправильный выбор схемы подключения, разводки кабелей, системы заземления и экранирования могут свести на нет достоинства дорогой и, казалось бы, крайне надежной электронной части системы.

В то же время правильное понимание описанных проблем позволит в ряде случаев достичь хороших результатов с применением относительно недорогого оборудования.

 

16 Релейная защита и автоматика линий 10 кВ

 

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал:

реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

 

С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);

обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;

не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

 

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

 

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3;

защита действует в качестве резервной

 

Надежность функционирования релейной Защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

 

Сети 10 кВ выполняются с изолированной нейтралью.

Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных и однофазных замыканий на землю.

Для питающих и разделительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита [8]. От междуфазных замыканий, защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С – в предположении, что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю. Для защиты кабельной линии применяем защиту на переменном оперативном токе с зависимой выдержкой времени с использованием реле типа РCТ-13-24.

В качестве источников переменного оперативного тока служат транс-форматоры тока и трансформаторы напряжения.

 

16.1 Расчет МТЗ

 

Расчет МТЗ для защиты питающей кабельной линии на участке п/ст «Город-2» — ТП-1.

 

 

 

Рисунок 16.1-Принципиальная схема

 

Максимальный рабочий ток в линии равен 135 А.

Принимаем к установке трансформаторы тока типа ТПЛ-10-150/5 включенных по схеме «неполная звезда».

Находим ток срабатывания защиты:

 

 

 

 

 

Где Кн – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание (отстройку) защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, для РСТ-13-24 кн=1,2;

Кс.з – коэффициент самозапуска, зависит от вида нагрузки, Кс.з=1,1 [8];

Кв – коэффициент возврата реле, Кв=0,9.

 

Iр.макс = (16.2)

 

Iс.з.=

Определяется ток срабатывания реле:

 

 

 

 

где Ксх – коэффициент схемы, для схемы «неполная звезда» Ксх=1;

nтт – коэффициент трансформации трансформатора тока, nтт=30.

 

 

 

Выбираем ближайшую уставку тока срабатывания реле – 18,5А.

Проверяем чувствительность защиты:

 

 

 

 

 

 

 

Кч>1,5 – для основной зоны

 

Чувствительность защиты устраивает.

 

16.2 Расчет токовой отсечки

 

Определяется ток срабатывания токовой отсечки:

 

(16.5)

 

где Котс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность в токе срабатывания реле, Котс=1,2 – для реле РСТ-13-24 [25];

Iкз.макс – трёхфазное короткое замыкание на шинах 10 кВ ТП-1.

 

Iс.о.=1,2∙9163=11453 А.

Определяется ток срабатывания реле:

 

 

 

 

Iк.max – трёхфазное короткое замыкание на сборных шинах 10 кВ ГПП.

Определяется коэффициент чувствительности:

 

 

Токовая отсечка проходит по чувствительности.

Строим карту селективности.

 

 

Рисунок 16.2- Карта селективности

 

 

 

 

 

 

 

 

 

17 Охрана труда и техника безопасности

 

Повышенное внимание к проблеме БЖД во всех средах обитания объясняется целым рядом факторов. Одним из основных направлений обеспечения безопасности человека, помимо экологических аспектов и резкого роста вероятности несчастных случаев в быту, остается профилактика производственного травматизма. Важнейшими причинами, определяющими необходимость совершенствования сложившейся системы обеспечения БЖД на производстве, являются изменение содержания труда и условий его выполнения, что, в свою очередь сказывается на характере производственного травматизма.

При эксплуатации электроустановок возможны повреждения изоляции, нарушения блокировок и другие неисправности, которые могут являться причинами аварий и несчастных случаев с людьми. Во избежание подобных случаев охрана труда на энергообъекте должна строго придерживаться существующих правил и норм безопасности труда.

Энергоснабжающие организации особое внимание уделяют перечню вопросов по «Правилам безопасной эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилам устройства электроустановок» (Приложение_).

 

Защитные меры безопасности

 

По электроопасности помещения отнесены в основном к категории особо опасных.

Защитные меры в электроустановках направлены на предупреждение несчастных случаев. К числу защитных мер относятся:

— применение малых напряжений;

 

В производственных переносных электроприемниках с целью повышения безопасности при однофазном прикосновении к токоведущим частям применяются напряжения 12В с питанием от трансформатора 220/12 В.

— защитное разделение сетей;

 

В целях снижения опасности поражения от однофазного прикосновения единую сильноразветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделяют через разделительные трансформаторы на ряд небольших сетей такого же напряжения, которые обладают незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции. Применен трансформатор с Кт=1.

— защита от перехода напряжения с высшей стороны на низшую;

 

В результате замыкания между обмотками силового трансформатора сеть низшего напряжения может оказаться под напряжением выше 1000 В, на которое изоляция самой сети и подключенного электрооборудования не рассчитано. Для защиты от этой опасности нейтраль с низшей стороны заземляют или соединяют с землей через пробивной предохранитель. В трансформаторе 220/12 В один из проводов вторичной обмотки заземлен.

— контроль изоляции;

 

Контроль изоляции – измерение ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю и коротких замыканий. Постоянный контроль изоляции осуществляется вольтметрами в РУ, включенными во вторичную обмотку НАМТ и указательным реле РУ включенным в разомкнутый треугольник.

 

Периодический контроль осуществляется с помощью мегаомметра.

— компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю осуществляется с помощью индуктивного сопротивления путем включения катушки индуктивности между нейтралью трансформатора и землей. Эта мера применяется в сетях выше 1000 В для гашения перемещающейся электрической дуги при замыкании на землю и снижения при этом перенапряжений. Одновременно уменьшается ток замыкания на землю. Компенсация необходима, если ток замыкания на землю превышает в сетях напряжением 10кВ – 20 А. В связи с этим в дипломном проекте компенсация не предусмотрена.

— защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ;

 

Защитное отключение при замыкании на землю на стороне 0,4 кВ выполняется с помощью МТЗ, тепловых реле, установленных на автоматических выключателях или плавких вставок предохранителей.

 

В здании ЗРУ необходимо наличие следующих электрозащитных средств:

а) указатель напряжения – 1 шт.;

б) диэлектрические перчатки – 2 пары;

в) диэлектрические галоши – 2 пары;

г) диэлектрические коврики – 2 шт.;

д) защитные очки – 2 пары;

е) противогаз – 2 шт.;

ж) изолирующие штанги – 1 шт.

— обеспечение недоступности токоведущих частей;

 

В электроустановках до 1000 В применяются изолированные провода. Другим видом защиты является обеспечение недоступности с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или в недоступном месте. Для защиты от прикосновения к частям нормально или случайно находящимися под напряжением применяется двойная изоляция. Разъединители и масляные выключатели имеют электромагнитную и механическую блокировки.

— зануление;

 

На стороне 0,4 кВ зануляют металлические корпуса силовых щитов, осветительных щитов, металлические корпуса светильников.

— технические и организационные мероприятия при допуске к ремонту электроустановок;

 

В процессе эксплуатации электроустановок проводятся планово-предупредительные ремонты, испытания изоляции, наладка проводов и т.п. До начала ремонтных и наладочных работ проводится ряд технических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность работ с электроустановками.

Технические мероприятия:

а) Отключение электроэнергии на участке, выделенном для проведения работ, принятие мер против ошибочного включения;

б) установка временных ограждений и вывешивание предупредительных плакатов типа «Не включать – работают люди»;

в) присоединение к земле переносных заземлителей, проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены;

г) наложение заземления (после проверки отсутствия напряжения);

д) ограждение рабочего места и вывешивание плакатов типа «Работать здесь».

Организационные мероприятия:

а) назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;

б) оформление работы нарядом или распоряжением;

в) оформление допуска к работе;

г) надзор за работающими во время выполнения работы;

д) оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место;

е) оформление окончания работы.

— пожарные меры, средства и мероприятия;

 

Противопожарной охране энергообъекта должно уделяться большое внимание. Вопросы пожарной профилактики разрабатываются в институтах, Академии наук, ВУЗах и отраслевых научно-исследовательских институтах.

Закрытые распределительные устройства относятся к категории Г, а помещения щитов управления электроподстанций и подстанций – к категории Д. В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды, выполненные из несгораемых материалов.

Помещения и электрооборудованием укомплектованы противопожарным оборудованием и приспособлениями:

а) углекислотные огнетушители ОУ-5 – 4 шт.;

б) ящики с песком – 2 комплекта;

в) щит, укомплектованный оборудованием для тушения пожара – 1 шт.

— заземление.

 

Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции, надежно заземлять.

Заземляющее устройство ТП принято общим для напряжения 10 и 0,4 кВ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть R3≤4 Ом в любое время года. Заземляющее устройство выполнено углубленными заземлителями из полосовой стали, укладываемой в траншею глубиной 0,7 м по периметру распределительного пункта, и вертикальными электродами. Заземляющий контур связан с магистральным заземлением в двух местах. Магистрали заземления выполнены из полосовой стали. В качестве ответвлений от магистралей используются нулевые жилы кабелей и специально прокладываемые стальные полосы.

 

Расчет искусственного заземления ТП 10 кВ с двумя трансформаторами 10/0,4 кВ. Устанавливаем необходимое по [16] сопротивление R3≤4 Ом. Определяем расчетные удельные сопротивления грунта с учетом повышающих коэффициентов, которые учитывают высыхание почвы летоми промерзание ее зимой. Удельное сопротивление грунта ρ составляет 70 Ом/м.

 

ρ расч= ρ∙k, (17.1)

 

где ρ – удельное электрическое сопротивление грунта Ом/м;

k –повышающий коэффициент для вертикальных и горизонтальных заземлителей.

 

Кв=1,5;

Кг=3,0 [16]

 

ρ расч.в=70∙1,5=105 Ом.м

 

ρ расч.г=70∙3,0=210 Ом.м

 

Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода. Возьмем стержень диаметром 12 мм, длина стержня 3 м.

 

 

 

 

где l – длина прутка,м;

d – диаметр прутка,м;

t – расстояние от поверхности земли до середины электрода,м.

 

 

Рисунок 17.1 – Расстояние от поверхности земли до середины электрода

 

(17.3)

 

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при принятом коэффициенте использования Ки.в.=0,7

 

 

 

Вертикальные электроды располагаем по контуру РП. Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов из стали 40х4 мм, приваренных к верхним концам вертикальных электродов. Периметр контура – 50 м

 

 

 

 

 

 

где Ки.г. – коэффициент использования соединительной полосы в контуре, Ки.г.=0,64 [5];

l – длина полосы, м;

b – ширина полосы, м;

t – глубина заложения, м.

 

 

 

Уточненное сопротивление вертикальных электродов:

 

 

 

Уточненное число вертикальных электродов:

 

 

 

Проверка сопротивления заземления:

 

 

 

3,9 Ом < 4 Ом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

18 Определение суммарных капитальных затрат по выбранному варианту электроснабжения 5 микрорайона

 

В экономической части своего дипломного проекта проведён расчет суммарных капитальных затрат по выбранному варианту, на основании технико-экономических расчётов, электроснабжения 5 микрорайона города Миасс. Расчёт складывался из определения стоимости строительно-монтажных, пусконаладочных работ и определения капитальных затрат на приобретение высоковольтного оборудования.

В основе расчета при составлении сметы(представленной в таблице 18.1) были применены нормативные территориальные единые расценки [22] и ведомственные укрупнённые единичные расценки [23,24] по элементам работ.

 

Локальные сметные расчеты (сметы) на отдельные виды строительных и монтажных работ, а также на стоимость оборудования составляются исходя из следующих данных:

параметров зданий, сооружений, их частей и конструктивных элементов, принятых в проектных решениях;

объемов работ, принятых из ведомостей строительных и монтажных работ и определяемых по проектным материалам;

номенклатуры и количества оборудования, мебели и инвентаря, принятых из заказных спецификаций, ведомостей и других проектных материалов;

действующих сметных нормативов и показателей на виды работ, конструктивные элементы, а также рыночных цен и тарифов на продукцию производственно-технического назначения и услуги.

Стоимость, определяемая локальными сметными расчетами (сметами), может включать в себя прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль.

Прямые затраты учитывают стоимость ресурсов, необходимых для выполнения работ:

материальных (материалов, изделий, конструкций, оборудования, мебели, инвентаря);

технических (эксплуатации строительных машин и механизмов);

трудовых (средства на оплату труда рабочих, а также машинистов, учитываемые в стоимости эксплуатации строительных машин и механизмов).

В составе прямых затрат отдельными строками может учитываться разница в стоимости электроэнергии, получаемой от передвижных электростанций, по сравнению со стоимостью электроэнергии отпускаемой энергосистемой России и другие затраты.

Накладные расходы учитывают затраты строительно-монтажных организаций, связанные с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением.

Сметная прибыль включает в себя сумму средств, необходимых для покрытия отдельных (общих) расходов строительно-монтажных организаций на развитие производства, социальной сферы и материальное стимулирование.

Начисление накладных расходов и сметной прибыли при составлении локальных сметных расчетов (смет) без деления на разделы производится в конце сметного расчета (сметы), за итогом прямых затрат, а при формировании по разделам — в конце каждого раздела и в целом по сметному расчету (смете).

Накладные расходы в локальной смете определяются от фонда оплаты труда (ФОТ) на основе:

укрупненных нормативов по основным видам строительства, применяемых при составлении инвесторских сметных расчетов;

нормативов накладных расходов по видам строительных, ремонтно-строительных, монтажных и пусконаладочных работ, применяемых при составлении локальных смет;

индивидуальной нормы для конкретной подрядной организации.

Для определения норм накладных расходов в локальных сметах используются методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве.

Размер сметной прибыли определяется от фонда оплаты труда (ФОТ) рабочих на основе:

общеотраслевых нормативов, устанавливаемых для всех исполнителей работ, применяемых при составлении инвесторских сметных расчетов;

нормативов по видам строительных и монтажных работ, применяемых при составлении локальных сметных расчетов (смет);

индивидуальной нормы для конкретной подрядной организации (за исключением строек, финансируемых за счет средств федерального бюджета).

 

Эффективность (рентабельность) вложения средств в проект определяется по ниже приведенной формуле

 

 

 

(18.1)

 

Рентабельность составляет 14,4 % ,на 3,4 % выше уровня инфляции, что говорит об эффективности проекта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 18.1-Смета на строительно-монтажные и пусконаладочные работы

 

 

 

Продолжение таблицы 18.1

 

 

 

/22,23,24/

 

Таблица 18.2-Справочные данные по кабельным линиям

 

Справочный шифр Марка кабеля Цена за 1 км. кабельного провода руб.

18.01.670 ААШв 3*185 517548

18.01.660 ААШв 3*150 409915

18.01.640 ААШв 3*95 304576 /20/.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 18.3-Определение стоимости кабельных линий

 

Участок кабельной линии Сечение к.л. мм*2 Длина,км. Цена за 1 км к.л. Стоимость к.л. на участке

ГПП-1ТП 185 1 517548 517548

ГПП-2ТП 185 1 517548 517548

1ТП-2ТП 150 0,26 409915 106577,9

5ТП-4ТП 150 0,22 409915 90181,3

2ТП-3ТП 95 0,25 304576 76144

4ТП-3ТП 95 0,6 304576 182745,6

Итого: 1490744,8

 

На основании /21/ стоимость двухтрансформаторной КТП составляет 326000 рублей, в моём микрорайоне таких КТП — 5, итого общая стоимость 5-ти КТП составляет 1630000 рублей.

Итоговые суммарные капитальные затраты на реализацию проекта по электроснабжению 5-го микрорайона города Миасс занесены в таблицу 18.4.

 

Таблица 18.4-Суммарные капитальные затраты по варианту.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

В дипломном проекте произведён расчет электроснабжения 5-го микрорайона города Миасс. В ходе проектирования было выбрано питающее напряжение 10 кВ и напряжения распределительных сетей 10 кВ и 0,4 кВ, был произведен выбор пяти двухтрансформаторных подстанций с единичной мощностью от 630 кВА. Было выбрано основное силовое оборудование на напряжения 10 кВ. Был проведен расчет токов короткого замыкания, по итогам которого была произведена проверка выбранного оборудования на термическую стойкость. В специальной части проекта был рассмотрен вопрос электромагнитной обстановки на энергетических объектах. В разделе экономики была составлена смета на строительно-монтажные работы, по выбранному варианту электроснабжения 5 микрорайона города Миасс. В разделе релейной защиты был выполнен расчет защиты кабельных линий 10 кВ. Рассмотрены вопросы безопасности работ в электроустановках.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список

 

1.Инструкция по проектированию городских электрических сетей. РД 34.20.185-94

2.Палмер Д. Потребление электроэнергии на освещение в жилом секторе.-«Светотехника», №8 1996

3.Айзенберг Ю.Б. Проблема энергосбережения в осветительных установках.-«Светотехника»,1998,№6.

4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского.- М.: Энергия, 1973 .-519с

5.Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. В.П. Шеховцов.-М.:ФОРУМ-ИНФРА-М, 2004г.

6.Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. В.А. Андреев. Издание четвёртое и переработанное.-М: Высшая школа.2006г.

7.Электрические сети жилых и общественных зданий. И. К. Тульчин, Г.Н. Нудлер.- М: Энергоатомиздат. 1983.

8.Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий. И.Е.Цигельман Издание второе, исправленное и дополненное.-М: «Высшая школа» 1982г.

9.Электроснабжение промышленных предприятий. Б.И.Кудрин.-М: «Интермет Инжиниринг». 2005.

10. http://www.onat.edu.ua – курс лекций: «Электромагнитная совместимость радиоэлектронных средств».

11. Материалы журнала Новости ЭлектроТехники 1(13) 2002 Автор: Михаил Матвеев

12. «Оценка влияния электромагнитных помех на работу устройств релейной защиты и автоиатики» А.В. Голговских Вятский государственный технический университет, г. Киров

13. «Электромагнитная защита и заземление» Автор: Мишель Пельт (Michiel Pelt) менеджер научно-исследовательского отдела Alcatel Cabling Solutions.

14. Сайт посвящённый решению проблем ЭМС — www.problemaemc.narod.ru

 

15. Указания по проектированию городских электрических сетей. –М.: Информэлектро, 1976 .

16. Правила устройства электроустановок.- М.: ЗАО «Энергосервис», 2000 .- 608с.

17. Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования.- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 364с.

18. Козлов В.А. Городские распределительные сети.- Л.: Энергия, 1981.- 274с.

19 Козлов В.А., Билик Н.И. Справочник по проектированию систем энергоснабжения городов.- Л.: Энергия, 1984.- 275с.

20 Справочник ЧЕЛСЦЕНА. Часть 1.Стоимость ресурсов в строительстве. 2007.

21 http://transtechno2.ru/price

22 Территориальные единичные расценки на монтаж оборудования. ТЕРм-2001. Сборник №8. Электротехнические установки.

23 Ведомственные укрупнённые единичные расценки (ВУЕР) на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергообъединений. Выпуск 3. Кабельные линии напряжением 0,38-10 кВ. (ВУЕР-КЛ-2000). СО 153-34.20.816. Москва, 2004.

24 Ведомственные укрупнённые единичные расценки (ВУЕР) на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей энергообъединений. Выпуск 11. Испытание электрооборудования. (ВУЕР-ИО-2000). СО 153-34.20.823. М.- 2004.

25 Шмурьёв В.Я. Статические реле тока и напряжения. Конспект лекций и методических указаний к лабораторным работам. СПб.- 1999.