Электроснабжение предприятия

N=(а+6*hx)*(в+6*hx)=0,067*n*10-6;

где а = 30 м - ширина ГПП; в = 40 м - длина ГПП;

hx = 11 м - наибольшая высота защищаемого объекта(порталов); n = 3 - среднегодовое число ударов молнии в 1 км2 земной поверхности, при интенсивности грозовой деятельности 40 ч/год.

/район средне грозовой по интенсивности грозовой деятельности/ /26, табл.1.1./

N=(30+6*11)*(40+6*11)*3*10-6 = 0,0305;

На территории ГПП находятся масляные трансформаторы, выключатели. Принимаем I категорию защиты, с типом зоны защиты А. Степень надежности защиты 99,5% (вероятность прорыва 0,005).

Расстояние между молниеотводами:

по стороне а: Lа = 30 м;

по стороне в: Lв = 40 м;

по диагонали д: Lд =v Lа2+ Lв2 = 50 м;

Для защиты территории ГПП на порталах устанавливаем 4 стержневых молниеотвода высотой h = 20 м.

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода равной высоте определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов.

Для зоны А двойного молниеотвода:

hо=0,85*h=0,85*20=17 м

Радиус зоны защиты на уровне земли:

ro=(1,1 - 0,002)*h = 1,098*20 = 22 м.

Радиус зоны защиты на уровне высоты защищаемого объекта:

rx= (1,1 - 0,002)*(h - (hx / 0,85)) =1,098*(20 - 11 / 0,85 ) =7,8 м.

Условие существования зоны А: rx>0; Lд<3*h;

7,8>0; 50<3*20 - условия выполняются.

Высота защищенной зоны между наиболее удаленными молниеотводами, при L>h:

hсд = ho - (0,17+0,0003)*(Lд - h) = 17 - 0,1703*(50 - 20) = 17 - 4,206 = 11,9 м.

Зона защиты молниеотвода на стороне а:

hса = ho - (0,17+0,0003)*(Lа - h) = 17 - (0,17 + 0,0003)*(30-20) = 15,3 м.

rcа =ro*(hcа-hx / hcа) = 22*(15,3-11/ 15,3) = 6,18 м.

rc=rо=22 м;

Зона защиты молниеотвода на стороне в:

hсв = ho - (0,17+0,0003)*(Lв - h) =17 - 0,1703*(40 - 20) = 13,6 м.

rcв =ro*(hcв-hx / hcв) = 22*(13,6-11/ 13,6) = 4,2 м.

rc=rо=22 м;

По полученным расчетам построим сечения зоны защиты(см. граф. материал).

5.2 Расчет заземления ГПП

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, т.к. его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. Заземление обязательно для всех установок напряжением 500 В и выше.

Обычно для выполнения всех типов заземления используют одно общее заземляющее устройство.

Заземлителем называется проводник(электрод) или совокупность металлически связанных между собой проводников(электродов), находящиеся в соприкосновении с землей. Заземляющими проводниками называются металлические проводники, соединяющие заземляемые части электроустановки с заземлителем. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников /1/.

Произведем расчет заземляющего устройства ПС 110/10 кВ, находящейся во второй климатической зоне, учитывая, что оно применяется для системы 110 кВ, 10 кВ и сетей 380/220 кВ.

Емкостной ток замыкания на землю определяется по приближенной формуле:

Iз = U*(35*?к+?в)/350, /1/

где U - линейное напряжение сети; ?к ,?в - длина электрически связанных между собой кабельных и воздушных линий.

Для электроустановок до 1000 В с изолированной нейтралью:

Rз ? 125/Iз , /1/

Для установок 6-35 кВ с резонансно - заземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:

Rз ? 250/Iз , /1/

В электроустановках 110 кВ и выше, работающих с эффективно-заземленной нейтралью, согласно ПУЭ, сопротивление защитного заземления должно быть не более 0,5 Ом (Rз ? 0,5 Ом) /1/

Для 10 кВ:

Iз = 10,5*35*3,39/350 = 3,56 А

Сопротивление заземляющего устройства соответственно:

110 кВ 10 кВ

Rз =0,5 Ом Rз = 250/3,56 = 70,22 Ом

Сопротивление заземляющего устройства на стороне 0,4 кВ должно быть не более 4 Ом.

Расчет будем вести по наименьшему сопротивлению заземляющего устройства равного 0,5 Ом.

Однако одно лишь ограничение величины сопротивления заземляющего устройства не обеспечивает приемлемых величин напряжения прикосновения Uпр и шага (Uщ ) при токах замыкания на землю величиной в несколько килоампер, поэтому дополнительно к ограничению сопротивлению заземляющего устройства предусматривается также выполнение следующих мероприятий:

1) быстродействующее отключение при замыканиях на землю; уменьшается вероятность попадания под напряжение Uпр и шага.

2) выравнивание потенциалов в пределах территории, на которой находится электроустановка, для этого на территории ГПП, на глубине 0,5 - 0,7 м. прокладываются заземляющие полосы вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование. /1/

Согласно этому заземляющее устройство выполняем в виде сетки из полосы 40*4 мм., проложенной на глубине 0,7 м. вдоль рядов оборудования подстанции и в поперечном направлении, и стержней длиной 5 м. и диаметром 16 мм. на расстоянии друг от друга 5 м. ( количество стержней 32 шт.), расположенными по периметру ГПП, 12 шт. стержней внутри ГПП - итого 44 шт.

Сопротивление одного стержня:

rв = (?расч/2*?*?)*((ln 2*?/d)+0,5*ln 4*t*? / 4*t*?),

где ?расч - расчетное удельное сопротивление грунта, Ом м; ? - длина стержня, м; d - диаметр стержня, м; t - глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя, м.

?расч = кс* ?изм ,

где ?изм - удельное сопротивление грунта, измеренное при нормальной влажности.

?изм = 30 Ом м /1,табл. 7.4/

кс - коэффициент сезонности, учитывающий замерзание и просыхание грунта. Для электродов кс в = 1,4

?расч = 1,4*30 =42 Ом м

rв = (42 / 2*5*3,14)*((ln 2*5/16*10-3)+0,5*ln 4*3,2*5 / 4*3,2*5)=9,16 Ом

Необходимое количество вертикальных заземлителей:

nв = rв/Rиск *?и в ,

где ?и в - коэффициент использования вертикальных заземлителей, зависящий от расстояния между ними, и их длины и количества.

?и в = 0,4 /1, табл.7.5/

nв = 9,16 / 0,5*0,4 = 46

Определяем сопротивления заземляющей полосы контура(сопротивление горизонтальных заземлителей):

rг = (?расч / 2*?*?)*(ln 2*?2/в*t), где

? - длина полосы,м; в - ширина полосы, м; t - глу… заложения, м; ?расч - расчетное сопротивление земли для горизонтальных заземлителей;

?расч = кс г - ?изм, Ом м

кс г - сезонности, для горизонтальных электродов кс г = 2.

?расч =2*30 = 60 Ом м;

rг = (60 / 2*680*3,14)*(ln 2*6802 / 40*10-3*0,7) = 0,24 Ом

С учетом коэффициента использования сопротивления полосы в контуре из 32 вертикальных заземлителей;

Rг = rг/ ?и г,

где ?и г - коэффициент использования, ?и г = 0,21;

Rг = 0,24 / 0,21 = 1,14 Ом;

Определяем необходимое сопротивление вертикальных заземлителей с учетом использования соединительной полосы:

Rв ? Rв * Rз/ Rв - Rз

Rв ? 1,14* 0,5/ 1,14 -0,5=0,57/0,64= 0,89 Ом;

Определяем уточненное количество вертикальных заземлителей:

Пв ' = rв/ ?'и в,

где ?'и в - уточненное значение коэффициента использования: ?'и в = 0,34 /1, табл 7.5./

Пв ' = 9,16/ 0,89*0,34 = 9,16/ 0,303= 30

Таким образом, окончательно принимаем n = 30 шт.

Для уменьшения сопротивления заземлителя верхний слой земли подстанции насыпают гравием, это позволяет уменьшить расход материала, применяемого для изготовления заземляющего устройства.

5.3 Выбор режима нейтрали в сетях на сторонах ВН и НН. Определение необходимости компенсации емкостных токов в сетях 10 кВ

Вид связи нейтрали с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановнок ( экономический фактор); выбор коммутационной аппаратуры ( т.е. выбьор нейтрали влияет на отключающую способность выключателей); значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и электробезопасности в электрических сетях и др.

Вопрос о режиме нейтрали решаем следующим образом. Электрические сети 10 кВ - НН работают с малыми токами замыкания на землю - с изолированной нейтралью.

Такой выбор режима заземления нейтрали объясняется следующими факторами:

а) в сетях с малыми токами замыкания на землю обеспечивается возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение 2 ч, в течение этого времени должно произойти отыскание листа повреждения и включение резерва;

б) снижается стоимость заземляющих устройств, что очень важно по экономическим соображениям, из-за большого числа установок 10 кВ;

в) уменьшается на 1/3 число трансформаторов тока и сокращается число защитных реле.

В установках с изолированной нейтралью при замыкании одной из фаз на землю треугольник напряжений остается практически неизменным, а электроснабжение не прерывается.

Допускается возникшие замыкание не отключать 2 ч, для отыскания повреждений и принятие мер по другой цепи. В месте замыкания на землю в течение этого времени проходит емкостной ток, определяемый емкостями фаз сети на землю. Если этот ток относительно невелик, то за время существования замыкания он не успевает привести к значительным нарушениям изоляции в месте повреждения. При достаточно большом токе замыкание через дугу возможно повреждение междуфазной изоляции кабеля и однофазное замыкание может перейти в междуфазное короткое замыкание.

Для снижения величины емкостного тока в месте замыкания применяются компенсирующие аппараты. Согласно ПУЭ, компенсация емкостного токаа замыкания на землю должна применяться в сетях напряжением 10 кВ при токах замыкания на землю более 20 А.

Для проверки выберем самый удаленный приемник электроэнергии:

ЭДП1,2 ?=0,42 км

Iс = U*?/10 ,

где U - междуфазное напряжение, кВ; ? - длина кабельной линии, км.

Iс = 10,5*0,42/10 = 0,44 А <20 А

Компенсация емкостного тока не требуется.

Электрические сети 110 кВ - ВН работают в режиме эффективно-заземленной нейтрали. Расчеты показывают, что в некоторых случаях в одной и той же сети ток однофазного к.з. превышает ток однофазного к.з., а т.к. оборудование расчитывается на токи трехфазного к.з., то необходимо разземление нейтрали части трансформаторов при необходимости ограничения тока однофазного к.з.

5.4 Выбор и расстановка разрядников на ГПП отходящих и подходящих линиях. Выбор уровня изоляции на ОРУ

Защита электроустановок от грозовых перенапряжений на ОРУ подстанции осуществляется защитой подходов ВЛ и вентильными разрядниками.

Для эффективной защиты изоляции электроустановок от перенапряжений, требуется, чтобы импульсная вольт-секундная характеристика изоляции во всех точках лежала выше соответствующей характеристики разрядника. Поэтому для защиты изоляции трансформаторов ГПП устанавливаем разрядники РВС - 110 М1, а для защиты оборудования от коммутационных перенапряжений на стороне 10 кВ РВО - 10У1.

Нормированный импульсный ток в вентильном разряднике составляет незначительную величину по сравнению с током молнии, поэтому необходимо, чтобы происходил отвод в землю большей части тока молнии еще на подходе к подстанции. ВЛ 110 кВ, не защищенные тросами пор всей длине, должны иметь защиту тросом от прямых ударов молнией на подходе к ГПП на длине 1 - 2 км.

Гирлянды подвижной изоляции на порталах ОРУ 10 кВ должны иметь по 8 изоляторов.

5.5 Методы контроля изоляции и способы отыскания повреждения изоляции

В сетях 10 кВ с малым током замыкания на землю ( изолированная нейтраль ) в нормальных условиях напряжения всех трех фаз по отношению к земле равны фазному напряжению. В случае металлического однофазного замыкания на землю напряжение поврежденной фазы относительно земли становится равным нулю, а напряжение неповрежденных фаз увеличивается до междуфазного. Междуфазные напряжения при этом не изменяются, и работа электроприемников не нарушается. Через место повреждения протекает сравнительно небольшой ток. Длительная работа с замкнутой на землю фазой опасна, так как при пробое на землю изоляции другой фазы в сети возникает междуфазное к.з. со всеми вытекающими последствиями. Поэтому в сетях с малым током замыкание на землю предусматривают специальные устройства для контроля. Наиболее простая схема с использованием трех вольтметров на фазные напряжения. В нормальном режиме вольтметры показывают равные по величине фазы напряжения.

При глухом (металлическом ) замыкании на землю одной из фаз напряжение этой фазы относительно земли станет равной нулю, а напряжения двух других фаз возрастут и станут равными междуфазному. Соответственно этому изменятся показания вольтметров. Если замыкание на землю будет не глухим ( а через переходное сопротивление ), то напряжение поврежденной фазы понизится, а напряжение неповрежденных фаз повысится в меньшей степени, чем при глухом заземлении, что также отразится на показаниях вольтметров.

Для получения звукового сигнала в провод, соединяющий нулевую точку вольтметров с нулевым проводом трансформатора напряжения, включается указательное реле.

6. Релейная защита и автоматика

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных её элементов. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение повреждённого элемента, или сети основные требования: надёжное отключение всех видов повреждений, чувствительность, селективность действия, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.

6.1 Анализ способов защиты в сетях напряжением до 1000 В и выше

Наиболее распространённой электрической сетью до 1000 В является четырёхпроводная сеть с глухозаземлённой нейтралью. В такой сети основные повреждения следующие: к.з. между фазами, к.з. на землю отдельных фаз. Характерным для сетей до 1000 В является резкий спад значений токов к.з. по мере удаления от места повреждения источника питания, а так же необходимость учёта активных сопротивлений всех элементов, входящих в расчётную схему.

Электрическая сеть напряжением до 1000 В должна иметь быстродействующую защиту от ТКЗ, обеспечивающую требуемую чувствительность и по возможности, селективное отключение поврежденного участка. К сетям, которые наряду с защитой от к.з. должны иметь защиту от перегрузки, относятся все сети внутри помещений, выполненные открыто проложенными проводами.

Защита от перегрузки необходима для предотвращения перегрева проводников, который мог бы привести к пожару.

Защита в сетях до 1000 В выполняется при помощи автоматических выключателей (их тепловых и максимальных расцепителей) и предохранителей (их плавких вставок). Номинальные токи плавких вставок предохранителей и токи уставок ВА, служащих для защиты выделенных участков сети, выбираются наименьшими по расчётным токам, или по номинальным токам ЭП. Если защита действует на отключение ЭП, или участков сети, то необходимо обеспечить селективность действия защиты выдержками времени. Из средств автоматики рекомендуются только устройства АВР, обеспечивающие требуемую надёжность электроснабжения потребителей первой категории.

Защита в сетях напряжением выше 1000 В выполняется при помощи вторичных реле косвенного действия, которые срабатывают при превышении (или понижении) параметров сверх уставок реле, действуют либо на сигнал, либо на отключение ЭП (на отключение высоковольтного выключателя). Наиболее распространённым видом защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). Реле получает питание от ТТ и ТН.

Автоматика на стороне ВН. Автоматическое повторное включение, автоматическое включение резерва (секционного выключателя шин 10 КВ).

6.2 Выбор объёма защит для отдельных ЭП

Силовой трансформатор ТД-16000/110.

-Газовая защита от повреждений внутри бака, от понижения уровня масла

-Дифференциальная продольная токовая защита без выдержки времени

-Максимальная токовая защита от внешних к.з.

-МТЗ от перегрузок

Синхронный двигатель 10 КВ, Pн=630 КВт

-Максимальная токовая защита от многофазных замыканий

-Защита от асинхронного хода

-Защита минимального напряжения

Секционный выключатель 10 КВ

-МТЗ

-АВР

На двухтрансформаторных КТП имеются устройства АВР на стороне 0.4 КВ. Батареи ККУ оборудованы устройствами АРКОН.

На кабельных линиях 10 КВ установлена релейная защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий, однофазных замыканий на землю, а также перегрузки. Для защиты от многофазных замыканий одиночной линии, отходящей от шин ПС, предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени.

6.3 Расчёт защит

Производим расчёт защит для силового трансформатора ТД-16000/110. Режим токов к.з. трёхфазных и двухфазных на шинах 10 КВ (за трансформатором) с учётом устройства РПН силового трансформатора, приведённых к стороне ВН 110 КВ.

А) Максимальный режим

нагрузка трансформатор конденсатор выключатель

Iк(3)ннmax= Iк(3)внmax*

Отсюда

Iк(3)внmax=729.35 А

Iк(2)ннmax=* Iк(3)внmax=631,63А

Б) Минимальный режим

Iк(3)внmin=0.8* Iк(3)внmax=0.8*728,35=582.7 A

Iк(2)внmin=*582,7=504,62 А

Рассчитаем дифференциальную защиту:

Ток трансформатора Iтаbвн=112.5 А

nтавн=(I1/I2)*Ксх=112.5/5*=39 А

nтаномвн=30, ТА- ТФЗМ 110Б - 150/5

Ток трансформатора НН:

Iннтаb=1237.7 А

nтанн=1231.7*1/5=246,34

nтаномнн=300; ТПОЛ - 10-1500/5.

Расчёт дифзащиты:

Расчётный ток небаланса:

Iнб=Iнб`+Iнб``

Iнб`=Ка*Кодн*E*Iкmax,

где Ка=1 - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую Iкз;

Кодн=1 - коэффициент однотипности ТА

E=0.1 - погрешность ТА.

Iнб`=1*1*0.1*729,35=72,93 А

Iнб``=U*Iкз(3)max=0.16*729,35=116,7 А.

Iнб=Iнб`+Iнб``=72,93+116,7=189,63А

Номинальный ток трансформатора:

Iвнном=80,33 А

Отстройку производим от тока небаланса: Iнб.

Ток срабатывания защиты:

Iсз1=Кн*Iнб=1.3*189,63=246,52 А

Где Кн=1.3 - коэффициент надёжности.

Предварительная проверка чувствительности защиты с РНТ-565.

Ток в реле в минимальном режиме:

Iрmin=1.5* Iк(3)внmin/ nтавн=1.5*523,8/30=29.14 А

Ток срабатывания реле:

Iср= Iсз1*(Ксх/ nтавн)=246,52*14.23 А

Коэффициент чувствительности:

Кч==2,05

Коэффициент чувствительности больше двух, значит защита является достаточно чувствительной.

Расчётное число витков обмотки ВН

Wвнр==7,03

Принимаем ближайшее меньшее: Wвнр=7

Iсрвн=14,29 А

Ток срабатывания защиты:

Iсз=Iсрвн (nтавн/Ксх)=14.29=247,44 А

Вторичные токи в цепи циркуляции дифференциальной защиты:

I2ВН=Iнвн80,33*4,64 А

I2НН= Iннн879,8*2,93 А

Расчётное число витков обмотки НН

Wннр=Wвн*=7*4,64/2,83=11,09

Принимаем Wнн=11

Определим составляющую тока небаланса, обусловленную неравенством фактического и расчётного значения числа витков обмотки НН:

Iнб```=5,63 А

Ток небаланса: Iнб=Iнб`+Iнб``+Iнб```

Iнб=189,63+5,63=195.26

Ток срабатывания защиты: Iсзвн=1,3*195.26=253.84 А

Учёт Iнб привёл к увеличению тока срабатывания защиты.

Расчёт повторяем для нового значения Iсрвн= 253,84=14.36 А

Wвнр=100/14.36=7.02 - принимаем 7 витков.

Окончательно принимаем параметры витков:

Wвн=7 витков

Wнн=11 витков

Проверим результирующую МДС.

4,64*7=2,93*11 (А*винт)

32,4832,32

Проверяем защиту по чувствительности.

I2внкз=19.42 А;

I2ннкз=18.42 А

Кч=3,4

Кч>2, т.е. защита на реле РНТ-565 удовлетворяет по чувствительности защиты, применяем его для защиты трансформатора. Выполнена без задержки времени.

Расчёт МТЗ

МТЗ используется в качестве резервной защиты трансформатора. Ксз=2 - коэффициент самозапуска; Кн=1.1 - коэффициент надёжности; Кв=0.8 - коэффициент возврата.

Ток срабатывания защиты:

Icp=КнКсз*Iрабmax/Кв=1,1*2*80,33/0,8=220,9 А

Схема соединения реле на стороне ВН - треугольник с двумя реле, то есть, Ксх=

Ток срабатывания реле:

Iср=Iсз*Ксх/nтавн=220,9*1,73/20=19,13 А.

Уставка на реле РТ-40: Iуст=20 А

Расчётный ток реле:

Iрmin=1.5*Ik(3)min/nтавн=1,5*582,7/30=29,135 А

Коэффициент чувствительности МТЗ:

Кч=Iрmin/Iср=29,135/19,13=1.53

Кч>1,5 ,то есть, защита является достаточно чувствительной.

Время срабатывания МТЗ выбирается исходя из времени срабатывания предыдущих защит.

tто=0.1 с - время срабатывания ТО.

tмтз=0.5 c - время срабатывания МТЗ линии.

tотх лин=tто+tмтз=0,1+0,5=0,6 с - время отключения отходящих линий.

tсв=tотхлин+t=0,6+0,5=1,1 с - время включения секционного выключателя

tвв=tсв+t=1,1+0,5=1,6 с - время отключения вводного выключателя

tcмтз=tвв+t=1,6+0,5=2,1 с - время срабатывания МТЗ трансформатора.

Защита от перегрузок

Перегрузка трансформатора - это симметричный режим работы, поэтому защита выполняется однофазной. Исходными данными для расчета являются: Кн=1.5, - коэффициент надёжности, Кв=0.8 0 коэффициент возврата.

Ток срабатывания защиты.

Iсз=Кн/Кв*Iнвн=1,05/0,8*80,33=105,43 А

Ток срабатывания реле:

Iср=Iсз/nтавн=105,43/30=3.51 А

Уставка реле РТ-40. Iуст=5 А

Защита работает на сигнал.

Время срабатывания защиты рассчитывается по следующему выражению.

tcз=tсмтз+t=2,1+0,5=2,6 с.

Газовая защита

Для защит трансформатора от повреждений внутри бака применяют газовые защиты. Для этого используем реле Бухгольца с герконовыми контактами. Тип реле - BF-80/Q. “В” - наличие двух поплавков, “F” - способ крепления (на фланцах), “Q” - квадратный фланец, 80 - внутренний диаметр трубы, мм.

tcз=0.1-0.5 c - время срабатывания защиты.

7. Анализ показателей качества электроэнергии

Под качеством электроэнергии понимают совокупность ее свойств, обуславливающих пригодность электроэнергии для нормальной работы приемников электроэнергии в соответствии с их назначением при расчетной работоспособности.

Для количественной характеристики свойств электроэнергии применительно к определенным условиям ее производства, передачей и потребления установлены следующие показатели: при питании от электрических сетей трехфазного тока - отклонения частоты, отклонения напряжения, размах колебаний частоты, размах колебаний напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент обратный последовательности напряжения.

Для нормальной работы высоковольтных двигателей и других высоковольтных приемников, допускающих на своих зажимах отклонения ±5%, необходимо, чтобы напряжение в любой точке питающей сети не выходило за пределы ±5% или, в крайнем случае, +10, -5%.

Для удовлетворения требований к отклонениям напряжения со стороны потребителей сетей низкого напряжения пределы изменений напряженимя первичной сети могут быть расширены, но при обязательном условии, чтобы напряжение на шинах КТП изменилось в соответствии с графиком их нагрузок. Если последнее условие соблюдается, то практически во всех вторичных сетях будут поддерживаться удовлетворительные уровни напряжения. /1,17/.

7.1 Расчет отклонения напряжения на удаленном ЭП

Основными причинами отклонений напряжений в системах электроснабжения предприятий являются изменения режимов работы приемников электроэнергии, изменение режимов питающей энергосистемы, значительные индуктивные сопротивления линий 10 кВ. Из всех показателей качества электроэнергии отклонения напряжения вызывают наибольший ущерб. /1,17/

Отклонение напряжения в воздушной линий 110 кВ:

?U=v3* Iр*?*(Ro* cos ?+xo*sin ?) *100% / Uн

?U=v3*97*6*(0,43*0,95+0,44*0,63)*100% / 110000=1,2%<5%;

где Rо=0,43 Ом/км; хо=0,44 Ом/км /3, табл.7.35/

?=6 км - длина ВЛ от п/с до фабрики.

Напряжение в конце линии:

UГПП = Uс - ?U = 115-(115*1,2/100) = 113,6 кВ.

Оценим потерю напряжения на удаленном ЭП:

ЭДП №1 ?=0,42 км; Rо=0,206 Ом/км; хо = 0,079 Ом/км; cos ? = 0,89 /3, табл. 7.28/

?U=v3*161,7*0,42*(0,206*0,89+0,079*0,46)*100% / 10000=0,26%<5%;

Уровень потерь напряжения находится в допустимых пределах.

7.2 Анализ электромагнитной совместимости ЭП и питающей сети

Ухудшение показателей качества электроэнергии, как правило, обусловлено взаимным влиянием рабочих режимов отдельных видов электрооборудования друг на друга. Если приемники электроэнергии не оказывают влияния друг на друга, то в таких случаях говорят об их электромагнитной совместимости, под которой понимают свойство приемников не ухудшать своих качественных показателей и не снижать эффективности работы при совместном питании от общей сети.

На агломерационной фабрике нет электроприемников ухудшающих качество электрической сети.

7.3 Рекомендации по повышению качества электроэнергии

Для поддержания качественных показателей электроэнергии используются различные методы. Первая группа мероприятий включает в себя: рациональное построение системы электроснабжения путем применения повышения напряжения для линий, питающих завод, внедрение схемы глубокого ввода; применение силовых трансформаторов с оптимальными коэффициентами загрузки; правильный выбор ответвлений обмоток у трансформаторов, имеющих устройство ПБВ; использование премычек на напряжение до одного 1 кВ между цеховыми трансформаторами; использование регулировочных возможностей синхронных электродвигателей с автоматическим регулированием тока возбуждения.

Вторая группа мероприятий, требующая затрат на установку специальных регулирующих устройств: установка на ГПП трансформаторов, имеющих устройство РПН; применение компенсирующих устройств - батарей конденсаторов; применение устройств управления конденсаторными установками. /1,2/

8. Анализ надежности электроснабжения

8.1 Расчет надежности внешнего электроснабжения

При определении показателей надежности необходимо представить все элементы системы электроснабжения(линии электропередачи, коммутационные аппараты, трансформаторы, шины соединений и т.д.) параметрами потока отказов, потока и продолжительностью одного аварийного и планового отключений.

Р=1 - q ?0,9999;

где q - вероятность отказа системы электроснабжения;

q=?авi*tавi / 8780 ;

где ?авi - параметр потока отказов i - го элемента, 1/год;

tавi - продолжиетльность аврийных отключений i - го элемента, ч ;

Составим схему надежности электроснабжения относительно шин 10 кВ подстанции.



ВЛ1 ВЛ2 ВЛ1 ВЛ2

QS1 QS2

QS4 QS1 QS2

QS3

QS3 QS4

Q1 Q2

Q1 Q2

T1 T2 T1 T2

Q3 Q4 Q3 Q4

СВ

Рис. 9.1 Расчетная схема и схема надежности ЭС.

Параметры надежности расчетных элементов (рис. 9.1):

Воздушная линия:

?ав = ?ав* *?/ 100=0,13*8,5/100=0,011 1/год, tав = 14,84; /3, табл. 8.14/

линейный разъединитель (QS1 - QS4):

?ав =0,01 1/год, tав = 11 ч; /3, табл. 8.10/

выключатель 110 кВ (Q1-Q2):

?ав =0,06 1/год, tав = 20 ч; /3, табл. 8.9/

силовой трансформатор (Т1, Т2):

?ав =0,014 1/год, tав = 70 ч; /3, табл. 8.8/

выключатель 10 кВ (Q3, Q4):

?ав =0,009 1/год, tав = 20 ч; /3, табл. 8.9

Вероятность отказа элементов :

q1 = q2 =0,011*14,8+0,01*11,2+0,06*20+0,014*70+0,009*20/8760 = 0,00030055;

Вероятность отказа всей системы электроснабжения:

q? = q1* q2;

q? = 0,000300552=0,00000009

Надежность электроснабжения:

Р=1-0,00000009 = 0,99999982?0,9999.

Следовательно, схема электроснабжения удовлетворяет требованиям по надежности.

8.2 Анализ надежности элементов схемы

Надежность устройств является обним из важнейших эксплуатационных показателей.

Под надежностью понимается способность устройств выполнять определенные функции и сохранять заданные характеристики в течение заданного времени в определенных условиях эксплуатации. Утрата этой способности называется отказом устройства.

Главная схема электрических соединений должна обладать высокой эксплуатационной надежностью, различной для разных категорий ПС. Применительно к ПС 1 категории по упрощенным схемам необходимо такое построение схемы ПС и примыкающей сети, которое при повреждении на любом участке ВЛ обеспечивало бы нормальное электроснабжение потребителей. Это требование, в частности, может достигаться автоматическим секционированием сети.

В общем виде показателями надежности схемы ПС являются среднее число(частота) отключений отдельных секций и присоединений(ВЛ, трансформаторов), а также средняя длительность восстановления нормального электроснабжения.

Надежность схемы в целом будет определяться кроме частоты отказов оборудования также и времени, необходимым для восстановления нормального режима работы, т.е. временем аварийного ремонта или замены поврежденного оборудования, выключателей или его модуля.

Отсюда следует, что повышения надежности внешнего электроснабжения можно добиться проведением следующих мероприятий:

а) снижение удельной повреждаемости ?, т.е. повышением надежности отдельных элементов системы электроснабжения, в том числе путем применения электрооборудования, соответствующего условиям проведения планово-предупредительных и профилактических испытаний, ремонтов электроустановок и их электрооборудования, а также систематического обучения и проверки обслуживающего персонала;

б) сокращением (качества) количества элементов n в схемах электроснабжения путем упрощения схем;

в) сокращением длительности tп аварийного перерыва в электроснабжении при каждом повреждении путем повышения качества обслуживания, резервирования и внедрения средств защиты и автоматики.

Анализируя выше сказанное, необходимо отметить, что немаловажное значение для обеспечения бесперебойногго питания имеет также и правильная эксплуатация электрооборудования и электрических сетей.

8.3 Анализ способов резервирования

Основной и очень трудной задачей является разумное сочетание требований надежности и экономичности. Поэтому выявление наиболее рационального объема резервирования является очень важной задачей при проектировании каждого отдельного объекта. /17/

Необходимый объем резервирования обуславливается требованиями электроприемников к бесперебойности их питания, а также надежностью самого электрооборудования и кабелей, их ремонтопригодностью и степенью повреждаемости. /17/

Так как на трансформаторном заводе преобладают потребители 2-ой категории, необходимо предусмотреть АВР, начиная с высших ступеней электроснабжения.

Бесперебойность электроснабжения в этом случае, при нарушении питания части потребителей, восстанавливается действием АВР, включающим разомкнутый секционный выключатель на шинах подстанции. Питание потребителя при этом переводится на один трансформатор. Также для обеспечения бесперебойного электроснабюжения цеховых трансформаторных подстанций при повреждении любой из питающих магистралей 10 кВ можно предусмотреть автоматическое переключение во 2-ой магистрали потребителей 0,4 кВ на секцию шин трансформатора, оставшегося в работе.

В соответствии с ПУЭ, допускается при послеавармийных режимов возможность отключения части неответственных потребителей электроэнергии. /1,9/

9. ВЫБОР СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ И УЧЕТА. УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ

В современных условиях дороговизны электрической энергии и энергетических ресурсов целесообразной и эффективной будет являться организация энергетического учета и контроля энергопотребления с помощью автоматизированных информационно-измерительных систем энергопотребления (ИИСЭ).

Наиболее подходящей для энергетического учета на промышленном предприятии является АСКУЭ-3-64 модульного типа. На заводе предусматриваются коммерческий и технический учеты электроэнергии.

Целью коммерческого учета является учет предприятием параметров энергопотребления, необходимых для расчета с энергосистемой за пользование электрической энергией (за потребляемую электроэнергию и за заявленную нагрузку в часы максимальной нагрузки энергосистемы), а также для расчета с субпотребителями за отпущенную им энергию. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливаются на вводах от энергосистемы.

Целью технического учета является учет потребления энергии цехами завода и отдельными видами оборудования, для контроля удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции, учета реактивной энергии и соблюдения планов электропотребления. Контрольные счетчики устанавливаются на линиях 10 кВ, отходящих к цеховым КТП. Для выбора числа модулей определяем общее количество датчиков учета параметров энергопотребления.

9.1 Определение числа датчиков

Коммерческий учет электроэнергии реализован на следующих датчиках:

1,2 - учет максимальной активной мощности по линиям 1,2;

3,4 - учет полученной электроэнергии по линиям 1,2;

5,6 - учет реактивной мощности в часы максимума энергосистемы по линиям 1,2;

7,8 - учет реактивной мощности в часы минимума по линиям 1,2;

9,10 - учет отклонения напряжения по линиям 1,2;

11,12 - измерение размаха напряжения по линиям 1,2;

13 - измерение отклонения частоты;

14,15 - измерение несинусоидального напряжения по линиям 1,2;

16,17 - измерение асимметрии фазных напряжений по линиям 1,2;

18,19 - измерение токов обратной последовательности по линиям 1,2;

20 - 30 - учет параметров потребления субпотребителей и резерв.

Итого число датчиков по коммерческому учету:

Nком = 30 дат.

Расчет датчиков по техническому учету:

Число датчиков по единичным потребителям электроэнергии рассчитываем по следующей формуле:

Nед пот = 10*Nцех ,

где Nцех - число цехов равное 15.

Nед пот = 10*19 = 150 дат.

Технический учет параметров энергопотребления должен также обеспечивать опреативный контроль за суточными графиками электрических нагрузок предприятия. Поэтому производится учет активной и реактивной мощности, а также активной электроэнергии по всем трансформаторам подстанций, поэтому число датчиков на всех ТП определяется как:

Nтп = 3*N1*2+3*N2,

где N1 - число двухтрансформаторных ТП;

N2 - число однотрансформаторных ТП.

Nтп = 3*3*2+3*1 = 21 дат.

Кроме перечисленных датчиков предусматриваются определенное количество датчиков Nрез для последующего расширения объема учета и ремонтного запаса. Число резервных датчиков определяется как:

Nрез = 0,2*Nед пот,

Nед рез =0,2*150 = 30 дат.

Общее число датчиков находим по следующей формуле:

N = Nком + Nтп + Nед пот + Nед рез,

N = 30 + 21 + 150 + 30 = 231 дат.

Число УСД -устройства сбора, обработки и хранения данных находим как:

Nуспд = N/64,

Nуспд = 231/64 = 3,61;

Принимаем 4 УСД. В связи с округлением числа УСД фактическое число датчиков (Nф) и фактический резерв (Nрезф) будут отличаться от расчетных и составит:

Nф = 64*4 = 256

Nрезф = Nф - (Nком + Nтп + Nед пот)

Nрезф = 256 - (30 + 21 + 150)= 55

9.2 Выбор структуры АСКУЭ

Структурная схема АСУКЭ имеет вид:

Рис. 10.1. Модуль УСПД - приема уплотненной информации(уровень цеха)

Д 1, Д 2, …., Д 16 - первичные датчики;

УСД - устройства сбора данных;

ПК(ВУ) - вычислительное устройства;



Энергосистема ОГЭ

ИВК

Рис. 10.2.Структурная схема организации энергетического учета на предприятии сервера-адаптера связи (АД).

9.3 Определение эффективности применения АСКУЭ

Стоимость оборудования (Коб) ИИСЭ определяется количеством блоков УСПД как:

Коб = 30*Nусп*Ку, тыс.руб

где 30 - стоимость одного блока;

Ку - 30 - коэффициент удорожания;

Коб = 30*4*30 = 3600 тыс. руб .

Сметная стоимость ИИСЭ с учетом монтажных и строительных работ определяется как:

К = Коб + Кмонт + Кстр, тыс.руб,

где Кмонт = 0,15*Коб, тыс.руб - затраты на установку и монтаж;

Кстр = 0,1*Коб , тыс.руб -затраты на строительство сооружений и линий связи.

К = 3600 + 0,15*3600 + 0,1*3600 = 4500 тыс.руб

Годовой экономический эффект от применения АСКУЭ:

Эгод = Сэ - (Ен*К + И ), тыс.руб/год.

Экономия затрат в результате применения АСКУЭ:

Сэ = а*Рм + b*Эпотр,руб/год

где Рм - снижение заявленного максимума в результате оптимизации графика нагрузки;

Эпотр - снижение потребляемой электроэнергии в результате улучшения нормирования, учета и контроля расхода электроэнергии, а также стимулирования ее экономии, кВт-час.

Рм = 0,1*Ку*Рм, кВт

Рм = 0,1*0,9*15378 = 1384 кВт.

Эпотр = (0,01-0,15)*Эпотр = 0,1*Рм*Тм, кВт-ч

Эпотр = 0,1*15378*4400 = 6766320 кВт-ч.

Сэ=5857*1384+0,66*6766320=12572 тыс.руб/год

Суммарные издержки:

И = Иэк + Ист, тыс.руб

Иэк = (0,1 - 0,15)*Коб, тыс.руб/год - затраты на эксплуатацию ИИСЭ.

Иэк = 0,1*3600 = 360 тыс.руб/год.

Ист = 0,5*b*Эпотр *0,001 , тыс.руб/год -

затраты по стимулированию экономии электроэнергии.

Ист = 0,5*0,66*676320*0,001 = 2233 тыс.руб .

И = 360 + 2233 = 2593 тыс.руб .

Эгод = 12572-(0,3*4500+2593)= 8629 тыс.руб/год

Эффективность затрат определяется следующим образом:

Ер = Эгод/К = 8629/4500 = 1,92.

Ер > Ен; 1,97 > 0,3,

Где Ер - расчетный коэффициент эффективности капитальных вложений;

Ен -нормативный коэффициент экономической эффективности.

Так как, условие Ер > Ен , выполняется то следовательно применение ИИСЭ экономически выгодно

10. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИНЯТОГО ВАРИАНТА

10.1 Определение капитальных затрат на систему электроснабжения

Для определения технико-экономических показателей системы электроснабжения необходимы исходные данные :

Кi сметная стоимость i-го элемента системы электроснабжения , тыс.руб.

Pкрi коэффициент амортизационных отчислений на капитальный ремонт i-го элемента системы электроснабжения , %

Pамi коэффициент амортизационных отчислений на реновацию i-го элемента системы электроснабжения , %

P трi коэффициент отчислений на текущий ремонт i-го элемента системы электроснабжения , %

Eн нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений Ен = 0,3

Pам максимальная активная нагрузка предприятия , кВт

Pзм максимальная активная нагрузка предприятия в период максимума энергосистемы ( заявленный максимум ), кВт

Тм число часов использования максимума нагрузки предприятия , ч/год

Pпот максимум потерь активной мощности в электрооборудовании предприятия , кВт

Тгод годовой фонд полезного рабочего времени работника , ч/год

max число часов использования максимума потерь , ч/год

Cп тарифная ставка рабочего n-го разряда , тыс.руб./год

доп коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату

с/с коэффициент, учитывающий начисление на социальное страхование

тарифная ставка за 1 кВт мощности предприятия в период максимума энергосистемы руб/кВт*ч

тарифная ставка за 1 кВт*ч полученной электроэнергии руб/кВт*ч

Определяем сметную стоимость по всем видам энергетического оборудования : Сметная стоимость КТП.

Цтпi = Цтп * Куд, тыс.руб;

где Куд - коэффициент удорожания,

Общее число КТП n=4 штуки, из них

-КТП1,КТП2.КТП3, - двухтрансформаторные, типа ТСЗ - 1600 - 10/0,4,

стоимостью 65,6 * 30 = 1968, тыс. руб.

-КТП4 - однотрансформаторная, типа ТСЗ - 1600 - 10/0,4,

стоимостью 31 * 30 = 930 тыс. руб.

Общая стоимость КТП

1968 * 3 + 930 = 6834 тыс. руб.

Капвложения на сооружение кабельных линий.

Ккл =472,5 тыс.руб./смотри раздел 4.2.1. таблица 4.1./

Капитальные затраты на компенсирующие устройства.

На предприятии установлено 23 БНК на 0,38 кВ.

Суммарная стоимость компенсирующих устройств на цеховых КТП :

Kку=23 *2,06* 30 =1421.4 тыс.руб.

Капиталовложение на оборудование осветительных установок

определяем исходя из мощности светильников и удельных средних затрат на 1 кВт этой мощности :

Косв=Рн осв*Цудосв,

Рн осв=740,3кВт - номинальная осветительная нагрузка

Цудосв-уделная стоимость осветительного оборудования :

Цудосв=0,1* Kуд=0,1*30=3,0 тыс.руб./кВт

Kсов=740,3*3=2220,9 тыс.руб.

Капиталовложения на сооружение ГПП и эксплуатационные затраты по ним приведены в п.5.

Все данные, полученные во время расчетов, сводим в таблицу 11.1.

Таблица 11.1. Капитальные затраты системы электроснабжения и их структура.

Наименование оборудования	Сметная стоимость оборудования, тыс.руб.	Структура в %
ЛЭП ГПП КЛ ТП КУ АСКУЭ Осветительное оборудование	3204 8400 472,5 6834 1421,4 4500 2220,9	11,85 31,05 1,75 25,26 5,26 16,63 8,2
ИТОГО	27052,8	100

Размещено на Allbest.ru