Разработка системы электроснабжения турбокомпрессорного цеха рудника

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения турбокомпрессорного цеха рудника.

Проектирование системы электроснабжения, осуществлялось в виде инвестиционного бизнес-проекта, опираясь на современные методы проектирования, расчета электрических нагрузок и компенсации реактивной мощности, выбора и проверки необходимого электрооборудования.

Основной задачей проектирования является выпуск качественной проектной продукции и оптимизация параметров электроснабжения путем правильного в технико-экономическом аспекте выбора напряжений, сечений проводов и кабелей, определения электрических нагрузок, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, выборе современной электротехнической аппаратуры, системы компенсации реактивной мощности.

Потребители электроэнергии имеют свои специфические особенности, чем и обусловлены определенные требования к обеспечению их электроэнергией - надежность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов, виды их защиты и др.

На сегодняшний день система электроснабжения решает несколько задач. Она не только снабжает энергией электропотребителей, но и является неотъемлемой частью системы безопасности, системы охранно-пожарной сигнализации, системы контроля и учета лоступа. Безопасность и целостность функционирования объекта во многом определяет качество и надежность энергосистемы в целом.

Для выполнения в кратчайшие сроки строительно-монтажных работ, удобства эксплуатации и обеспечения необходимой гибкости системы при возможном расширении и развития предприятия без существенного удорожания рассматриваются следующие вопросы:

- особенности технологического процесса данного предприятия, классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии по роду тока, напряжению, надежности;

- характеристика окружающей среды производственных помещений;

- определение электрических нагрузок по предприятию в целом;

- выбор уровня напряжения питающей и распределительной сети;

- выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и цеховых подстанций;

- расчет токов КЗ в выбор коммутационно-защитной аппаратуры;

- оценка ненормальных режимов, которые могут возникнуть при работе системы электроснабжения;

- выбор и расчет релейной защиты и автоматики элементов системы электроснабжения промышленного предприятия;

- расчет параметров заземляющих устройств и обеспечения электробезопасности, молниезащита, защита от перенапряжений;

- расчет технико-экономических показателей проекта и др.



1. ОПИСАНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

трансформатор турбокомпрессор кабельный нагрузка

1.1 ТЕРРИТОРИАЛЬНАЯ И КЛИМАТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАОБЪЕКТА

Норильский промышленный район расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Норильский промышленный район характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 10-14 0С. Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать -37 С (январь 1974 года) [1]. Анализ метеорологических данных показывает, что для районов Таймырского региона годовая амплитуда колебания температур воздуха может достигать 800С. Среднемноголетняя минимальная температура за 21 год наблюдений равна -47,49 0 С. Сезонные колебания естественной освещенности находятся в пределах от 2 до 24 часов в сутки.

Климат НПР отличается сильными ветрами, резко меняющимися по скорости и направлению, снежными заносами, вызываемыми не столько снегопадами, сколько переносом снега ветром. Порывы ветра достигают 40-45 м/с. В декабре, январе и марте количество дней с сильными ветрами может доходить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму составляет 36% (2049 ч) календарного времени, а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) составляет 2-3 суток, наибольшая непрерывная продолжительность одной метели - 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября - начале октября и сходит в конце мая начале июня Продолжительность залегания снежного покрова на открытых местах достигает в горном районе 28,3, в долине 267 суток. Высота покрова - величина не постоянная для различных пунктов в зимний период разных лет и зависит не столько от количества выпавшего снега, сколько от режима ветров. У снегозащитных сооружений, жилых и промышленных зданий к концу зимы снежные валы плотностью более 0,6 г/см3 нарастает до 20 м, а объемы переносимого ветром снега достигают 2000 м с одного погонного метра горизонта. Высота покрова зависит от характера местности. На долинных участках составляет 0,4-0,7 м, на горных участках ветровых теней накапливается до 2,5-5 м. в районе с континентальным климатом и резким колебаниям температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 10 - 14 °С;

Турбокомпрессорный цех рудника располагается на территории Норильского промышленного района, западнее города Талнаха.

в районе с сезонными колебаниями, естественная освещенность которого находится в пределах от 2 до 24 часов в сутки;

в районе 3-й категории со скоростным напором ветра 27 м/с с повторяемостью 1 раз в 5 лет и 30 м/с с повторяемостью 1 раз в 15 лет;

в районе 2-й категории по толщине стенки гололеда, т.е. 5 мм 1 раз в 10 лет для высоты 10 м над поверхностью земли;

в районе, в котором продолжительность гроз составляет от 10 до 20 часов в год.

1.2 КРАТКАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Данное предприятие играет большую роль в добыче полезных ископаемых шахтным методом. Его основная задача состоит в том, что бы произвести и обеспечить бесперебойную подачу сжатого воздуха потребителям горнодобывающей отрасли, воздухопровод турбокомпрессорного цеха образует замкнутую систему. Основным оборудованием станции являются четырнадцать центробежных турбокомпрессора высокого давления типа К 500-61-5. Технологические характеристики турбокомпрессора представлены в таблице 1.1. В качестве электропривода турбокомпрессора К 500-61-5 используется синхронный двигатель типаСТД-3150-2ЗУХЛ4.

Таблица 1.1

Тип машины	К 500-61-5
Производительность,	300-550
Конечное абсолютное давление,	9,0
Потребляемая мощность,	2400-3000
Частота вращения,	3000
Масса без двигателя,	29
Тип двигателя	СТД-3150-23УХЛ4
Мощность двигателя,	3150
Напряжение,	10
Масса двигателя,	12,3
Расход охлаждающей воды,	302
КПД изотермический	97,2%

Турбокомпрессор состоит из одного или нескольких насаженных на вал рабочих колес, снабженных лопатками. При вращении этих колес развивается центробежная сила, за счет которой и осуществляется сжатие воздуха. Общий вид компрессора К 500-61-5 представлен на рис. 1.1. Принципиальная схема турбокомпрессорной установки для получения сжатого воздуха приведена на рис. 1.2.



Рис. 1.1 Общий вид компрессора



Рис. 1.2 Принципиальная схема трехсекционной воздущной турбокомпрессорной установки: 1 - воздухозаборное устройство; 2 - фильтр (фильткамера); 3 - расходомерное устройство (диафрагма, сопло Вентури); 4 дроссельная заслонка на всасывании; 5 - компрессор трехсекционный; 6 - промежуточные охладители воздуха; 7 - концевой (конечный) охладитель воздуха; 8 - влагоотделитель; 9 - обратный клапан; 10 - запорная задвижка; 11 - пусковой, разгрузочной клапан; 12 - автоматический противопомпажный клапан; 13 - глушитель шума; 15 - продувочный бак; 14 магистральный воздухопровод

При работе компрессора воздух из воздухозаборного устройства, через фильтр и дроссельную заслонку поступает в 1-ую секцию сжатия. После 1-ой секции воздух охлаждается в промежуточном охладителе 6, тоже происходит после 2-ой секции. После последней секции воздух охлаждается в концевом охладителе с целью удаления из него части влаги. На напорной линии установлены обратный клапан 9, противопомпажный и пусковой клапаны, запорная задвижка. Обратный клапан препятствует обратному току воздуха и раскрутке компрессора при аварийной остановке агрегата.

Перед пуском компрессорной установки для разгрузки электродвигателя открывается пусковой клапан 11 и закрывается дроссельная заслонка 4 на всасывании. В заслонке имеется щель или специальный клапан для пропуска небольшого количества воздуха для вентиляции проточной части ротора. В период раскрутки двигателя этот воздух сбрасывается в атмосферу, через глушитель шума 13.

При выходе на номинальную частоту вращения ротора компрессора клапан 11 закрывается, а дроссельной заслонкой 4 устанавливается требуемое давление и расход воздуха. При выравнивании давления воздуха за компрессором и в воздушной магистрали 14 самостоятельно открывается обратный клапан 9 и воздух начинает поступать в общий воздухопровод и по нему подается к потребителям пневмоэнергии. Трехступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением воздуха в холодильнике применяются в компрессорах потому, что конечное давление велико и неизбежен сильный нагрев воздуха при сжатии.

Для обеспечения нормальной работы потребителей необходимо, чтобы давление воздуха поддерживалось постоянным. Давление в воздуховодной сети зависит от потребления воздуха, производительности компрессора. Когда расход воздуха равен производительности компрессора, давление в сети будет номинальным. Если потребление воздуха становится больше производительности, то давление падает и наоборот.

1.3 КАТЕГОРИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ ОБЪЕКТА

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники турбокомпрессорного цеха относятся к I категории, т.е. перерыв электроснабжения может повести за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб предприятию, повреждение дорогостоящего основного оборудования. Согласно ПУЭ электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

1.4 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИСТОЧНИКА И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ГПП

Источником электроэнергии для турбокомпрессорного цеха является ГПП питающаяся от ТЭЦ, которая располагается на расстоянии 1000 м.

Основными электроприемниками являютя:

1. Четырнадцать высоковольтных синхронных двигателей типа СТД-3150-23 УХЛ4, используемых для привода основных компрессоров. Пуск двигателей осуществляется через реакторы, которые шунтируются при подходе к подсинхронной скорости. Род тока - переменный.

2. Две трансформаторные подстанции, от которых получает питание низковольтная нагрузка.

Низковольтная нагрузка представлена:

- асинхронными двигателями мощностью от 5 до 45, используемые для привода электрозадвижек, маслонасосов, мостовых кранов, металлообрабатывающих станков, вентиляции и теплозавесы;

- стоические полупроводниковые выпрямители (СПВУ);

- освещением и электрообогревом.

3. Сторонней нагрузкой является насосная станция и установленное на ней оборудование: четыре высоковольтных асинхронных двигателя типа 2АЗМ1-800/10000УХЛ4 используемых для привода насосов и трансформаторная подстанция для питания низковольтной нагрузки насосной станции.



2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ЭЛЕТРОПРИВОДА ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На промышленных предприятиях электродвигатели потребляют значительную часть электроэнергии. Надежность и экономичность работы основного технологического оборудования в значительной мере зависит от правильного выбора электропривода. Соответствие электродвигателя приводимому им механизму определяется по механическим характеристикам.

Различают следующие типы механических характеристик:

- абсолютно жесткая механическая характеристика, при которой частота вращения электродвигателя не зависит от изменений момента на валу. Такой характеристикой обладают синхронные двигатели;

- жесткая механическая характеристика, при которой частота вращения электродвигателя незначительно уменьшается с увеличением момента на валу электродвигателя. Такая механическая характеристика свойственна двигателям постоянного тока параллельного возбуждения и асинхронным электродвигателям, скольжение которых не превышает критическое;

- мягкая механическая характеристика, при которой частота вращения электродвигателя значительно уменьшается с увеличением момента на валу. Такого рода характеристикой обладают электродвигатели постоянного тока с последовательным возбуждением.

Электродвигатели применяются в электроприводах различных производственных механизмов, на всех промышленных предприятиях. Электропривод представляет собой комплекс электрических машин, аппаратов и систем управления, в котором электродвигатели конструктивно связаны с исполнительным механизмом и преобразуют электрическую энергию в механическую работу.

Для механизмов турбокомпрессорного цеха типичен продолжительный режим работы с неизменной нагрузкой, поэтому целесообразнее применение в качестве привода к турбокомпрессору синхронного двигателя (СД). Механическая характеристика синхронного двигателя является абсолютно жесткой и изображается прямой линией, параллельной оси моментов. Некоторые колебания скорости будут иметь место при переходных процессах за счет изменения угла между векторами напряжения статора и вектором ЭДС ротора.

Важным достоинством СД является возможность работы его с опережающим (cos). В этом режиме двигатель отдает в сеть реактивную мощность, являясь, таким образом, генератором реактивной мощности. Это позволяет улучшить общерудный коэффициент мощности и обеспечить более экономичную работу электросети.

СД имеет значительный воздушный зазор между статором и ротором, что повышает надежность работы электродвигателя.

Такие СД имеют более высокий коэффициент полезного действия (КПД) и меньшую чувствительность к колебаниям напряжения питающей сети, чем асинхронные двигатели (АД) и обеспечивают постоянство скорости вращения независимо от величины нагрузки.

2.2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОПРИВОДА ТУРБОКОМПРЕССОРА

При выборе мощности двигателя для турбокомпрессора, как и для всех механизмов с продолжительным режимом работы и постоянной нагрузкой, требуемую мощность двигателя PДВ находят по мощности на валу механизма с учетом потерь в промежуточных механических передачах.

Мощность двигателя:

, (2.1)

где kз = 1,05 1,15 - коэффициент запаса [2];

Q = 8,72 м3/с - производимый объем воздуха;

A = 0,8 МПа = 245103 Дж/м3 - рабочее давление;

к = 0,78 - КПД компрессора [2];

п = 0,9 0,95 - КПД передачи [2].

.

По полученным данным можем выбрать синхронные двигатели двух типов СТД и СТДП, эти типы двигателей предназначены для привода насосов, турбокомпрессоров, воздуходувок, преобразователей и других быстроходных механизмов. Но так как данное предприятие не относится к помещениям с взрывоопасными зонами, то окончательно принимаем к установке синхронные двигатели типа СТД.

По [3] выбираем синхронный двигатель типа СТД-3150-2ЗУХЛ4. Обозначения двигателя расшифровываются следующим образом: СТД - синхронный трехфазный двигатель; 3150 - мощность двигателя, кВт; 2 - число полюсов; З - замкнутый цикл вентиляции; УХЛ4 - обозначение вида климатического исполнения по ГОСТ 15150-96.

Основные параметры двигателя сведем в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Основные параметры двигателя

Тип	СТД-3150-2ЗУХЛ4
Мощность	P, кВт	3150
	S, кВА	3680
Напряжение	U, кВ	10
Ток статора фазный	I, А	208
Частота вращения	n, об/мин	3000
Cos	0,9
КПД	, %	97,2
Возбуждение	U, В	89
	I, А	262



Для данного электропривода проверку двигателя по нагреву не производят, т.к. нагрузка двигателя постоянная [1]. Изоляция обмоток статора и ротора двигателя соответствует классу нагревостойкости F по ГОСТ 8865-95.

2.3 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По назначению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок.

2.4 КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяются на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:

установленной мощности и коэффициенту спроса;

средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;

средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм).

Вторая группа включает в себя методы расчета по:

удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов. При проведении укрупненных расчетов пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников - отделения, цеха, корпуса. Методы, основанные на использовании данных о единичных приемниках, относят к наиболее точным.

2.5 ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ГПП

Расчет электрических нагрузок напряжением 10 кВ

Расчетные нагрузки определяем по методу коэффициента спроса. Этот метод используется при отсутствии графиков нагрузок и для предварительного определения общезаводских нагрузок.

При расчете этим методом необходимо знать установленную мощность PНОМ группы приемников и коэффициенты мощности (cos) и спроса KС данной группы, которые определяем по справочным материалам.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяем по следующим формулам:

, кВт; (2.2)

, квар; (2.3)



, кВА, (2.4)

где - соответствует данной группы приемников;

Расчетная активная нагрузка от двигателей 10 кВ определяется по формуле (2.2)

где PНОМ - номинальная активная мощность;

KC - коэффициент спроса данного электроприемника определяемый по справочным данным [4];

n - число двигателей.

Расчетная реактивная нагрузка от двигателей 10 кВ определяется по формуле (2.3)

Расчет электрических нагрузок двигателей СТД-3150-2ЗУХЛ4:

, кВт;

, кВар;

, кВА.

Результаты расчетов электрических нагрузок сводим в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Наименование	РН кВт	N шт	КС	Сos	Tg	Расчетная нагрузка
						PP, кВт	QP, квар	SP, кВА
Компрессорная станция
Турбокомпрессоры СТД-3150-23ХЛ4	3150	14	0,8	0,9	0,48	31752	- 15241	35220
Сторонние потребители (насосная станция)
Насосы2АЗМ1-800/10000УХЛ4	800	4	0,85	0,8	0,75	2176	1632	2720
Суммарная нагрузка 10 кВ	33928	-13609	37940

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ.

Расчет нагрузок произведем по номинальной мощности и эксплуатационному коэффициенту загрузки имеющихся на предприятии цеховых трансформаторов. Коэффициент мощности нагрузки принимаем как средневзвешенное значение коэффициентов мощности групп однотипных электроприемников. Необходимые формулы:

, кВт (2.5)

, квар (2.3)

, кВА (2.4)

где - номинальная мощность трансформатора подстанции (ТП), ;

- Коэффициент загрузки ТП;

- коэффициент мощности, средневзвешенное значение;

- количество ТП данной мощности.

Пример расчета для ТП-1:

1. Расчетная активная мощность

2. Расчетная реактивная мощность

3. Расчетная полная мощность

Аналогично производим расчет для остальных ТП. Результаты расчетов сводим в табл. 2.3.



Таблица 2.3

Исходные данные	Расчетные данные
Наименование электроприемника	,				, шт	,	,	,
Компрессорная станция
ТП-1, ТП-2	1000	0,67	0,86	0,59	4	2310	1360	2680
Сторонние потребители (насосная станция)
ТП-3	1000	0,8	0,87	0,57	2	1392	793	1600
Собственные нужды
ТСН	250	0,7	0,8	0,75	2	280	210	350
Собственная нагрузка ГПП	280	210	350
Суммарная нагрузка до 1 кВ	3702	2153	4280
Суммарная нагрузка 10 кВ	33928	-13609	37940
Полная нагрузка на шинах ГПП	37910	-11246	42570

2.6 ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выбор напряжения сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различное сочетание напряжений отдельных звеньев системы.

С применением схем глубокого ввода напряжение первых ступеней распределения электроэнергии возросло до 220 кВ. Широкому распространению напряжения 110 кВ для небольших и средних по мощности предприятий способствует выпуск силовых трансформаторов с минимальной мощностью 2500 кВА. Более высокое номинальное напряжение и отсутствие промежуточных трансформаций значительно сокращают потери электроэнергии в системе электроснабжения.

Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени таких предприятий при помощи глубоких вводов.

На предприятиях большой мощности напряжение 35 кВ нерационально использовать в качестве основного. Оно может быть применено для питания потребителей электроэнергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для питания удаленных приемников электроэнергии.

Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационно-защитных аппаратов.

По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжение 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения и токи короткого замыкания в сетях. Однако напряжение 20 кВ, как и напряжение 35 и 10 кВ, нецелесообразно применять в качестве основного напряжения для первых ступеней электроснабжения больших по мощности предприятий. Здесь возникает необходимость в более высоких напряжениях.

Необходимо отметить, что, несмотря на имеющиеся преимущества, применение напряжения 20 кВ сдерживается отсутствием электрооборудования на это напряжение.

Напряжение 10 и 6 кВ широко используется на промышленных предприятиях:

на средних по мощности предприятиях - питающих и распределительных сетей;

на крупных предприятиях - на второй и последующих ступенях распределения электроэнергии.

Напряжение 10 кВ является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 6 кВ допускается применять только в тех случаях, если на предприятии преобладают приемники 6 кВ или когда значительная часть нагрузки предприятия питается от заводской ТЭЦ, где установлены генераторы напряжением 6 кВ.

Определим оптимальное напряжение на первой ступени распределения электроэнергии.

Определяем по формуле Г.А. Илларионова:



, (2.6)

где l = 1000 м, длина линии от ТЭЦ до ГПП;

Р - передаваемая мощность.

.

Из ряда стандартных напряжений выбираем величину UН = 110 кВ.

Определим оптимальное напряжение на второй ступени распределения электроэнергии.

По формуле Вейкерта:

, (2.7)

где l - длина линии электропередачи;

SР - расчётная мощность на шинах

.

Из расчетов видно, что целесообразно на шинах ГПП выбрать напряжение 10 кВ, т.к. применение напряжения 6 кВ сдерживается более высокими потерями, а на напряжение 20 кВ нет необходимого оборудования.



3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжение 0,4 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальных и аварийных режимах; шага стандартных мощностей.

Количество ТП непосредственно влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 6 - 20 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий без учета перспективы роста электрических нагрузок приводит к тому, что уже вскоре после введения предприятия, в эксплуатацию питающие и распределительные сети в определенной степени не отвечают изменившимся условиям. Однако принимать завышенные мощности трансформаторов, линий и другого электрооборудования с перспективой его использования через 10-15 лет нецелесообразно.

Критерием при выборе трансформаторов являются надежность электроснабжения, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Типы и исполнение трансформаторов выбираются в зависимости от условий их установки, охлаждения, от температуры и состояния окружающей среды. Наибольшее применение по условиям бесперебойности питания находят двухтрансформаторные подстанции. Оптимальная мощность трансформатора соответствует минимальным затратам.

В качестве цеховых трансформаторов обычно устанавливаются трехфазные двухобмоточные трансформаторы.

При сооружении цеховых трансформаторных подстанций предпочтение отдается комплектным трансформаторным подстанциям (КТП), полной заводской готовности.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

- при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой категории;

- для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (компрессорные и насосные станции);

- для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5 - 0,7 кВА/м2).

3.2 ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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

, (3.1)

где SР - расчетная нагрузка цеха, кВА;

F - площадь цеха, ab = 20050 = 15000 м2.

.

При плотности нагрузки напряжением 0,4 кВ до 0,2 кВА/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВА включительно, при плотности 0,2 - 0,3 кВА/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600 кВА. При плотности более 0,3 кВА/м2 целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600 кВА или 2500 кВА должна определяться технико-экономическим расчетом.

По плотности нагрузки видим, что необходимо ставить трансформаторы мощностью до 1000 кВА.

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок, определяется по формуле:

(3.2)

где КЗ - коэффициент загрузки при преобладании нагрузок;

PP - активная расчетная нагрузка в сети 0,4 кВ;

N - добавка до ближайшего целого числа.

.

Экономически оптимальное количество трансформаторов определяется по выражению:

, (3.3)

где m - дополнительно установленные трансформаторы.

Таким образом

,

где m = 0 определено по кривым [5], с учетом обобщенных технико-экономических показателей.

Произведем выбор трансформаторов для цеховых сетей. Коэффициент загрузки каждого трансформатора в нормальном режиме - 0,67. Поэтому расчетная мощность одного трансформатора:

. (3.4)

По рассчитанной мощности принимаем к установке трансформаторы типа ТСЗ-1000/10 кВА с техническими характеристиками:

UВН = 10 кВ; UНН = 0,4 кВ; РХХ = 1,9 кВт;

РКЗ = 10,8 кВт; UКЗ = 5,5%; IХХ = 1,2%.

Так как турбокомпрессорный цех относится к одному из пунктов, когда должны ставиться двухтрансформаторные подстанции, то окончательно принимает две двухтрансформаторные подстанции с трансформаторами ТСЗ-1000/10.

3.3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННХ НУЖД ДЛЯ ГПП

Приемниками энергии системы собственных нужд ГПП являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, устройства обогрева шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение, система пожаротушения.

Схемы собственных нужд должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)

На стороне низшего напряжения, трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

На всех понижающих станциях (ПС) необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд, согласно норм НТП-ПС.

Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по условиям:

1) (для подстанций без дежурного персонала);

2) (для подстанций с дежурным персоналом).

Трансформаторы собственных нужд присоединяем через предохранители или выключатели к шинам РУ 10кВ.

Нагрузку собственных нужд ГПП сведем в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Вид потребителя	Установленная мощность Р, кВт	cosц	Расчетная мощность
			Р, кВт	Q, квар
Электроотопление	220	1	220	-
Освещение помещений	15	0,98	14,7	2,9
Охлаждение трансформаторов	10	0,85	8,5	4,5
Зарядно-выпрямительное устройство	20	0,85	17	9
Приборы охранно-пожарные	1,5	1	1,5	-
Вентиляция	5	0,85	4,3	2,3
ИТОГО:	304,7	18,7

Расчетная мощность нагрузки ТСН:

(3.5.)

Мощность трансформатора с учетом полной нагрузки:

.

Принимаем комплектную трансформаторную подстанцию с сухими трансформаторами мощностью 250 кВА фирмы СВЭЛ типа КТПП-СВЭЛ-250/10/0,4 со следующими номинальными данными (табл.3.2):

Таблица 3.2

Тип	Sном, кВА	Uном обмоток, кВ	Потери, кВт	Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН	ХХ	КЗ
КТПП-СВЭЛ-250/10/0,4	250	10	0,4	1	3,8	5,5	3,5

В нормальном режиме трансформаторы работают с коэффициентом загрузки

В после аварийном режиме, при отключении одного из трансформаторов, коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора равен:

Такая перегрузка допустима не более 120 минут [4]



4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

4.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью.

Потребление реактивной мощности, пульсирующей между источниками питания и электроприемниками с двойной частотой, также сопровождается увеличением тока, что приводит к дополнительным затратам на увеличение сечений проводников сетей и мощностей трансформаторов. Кроме того, увеличиваются потери напряжения за счет реактивной составляющей, пропорциональной реактивной нагрузке и индуктивному сопротивлению, что понижает качество электроэнергии по напряжению.

Для сохранения нормального напряжения при максимальной нагрузке необходимо соблюдение баланса реактивных мощностей, который достигается за счет мероприятий, снижающих потребление реактивной мощности предприятиями, от энергосистемы. Эти мероприятия разбиваются на: мероприятия, не требующие специальных компенсирующих устройств и целесообразные во всех случаях, и требующие установки специальных устройств для компенсации реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий, является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятия.

Снижение потребления реактивной мощности самими электроприемниками и повышение естественного коэффициента мощности узлов нагрузки, могут быть достигнуты следующими мероприятиями:

- повышением загрузки технологических агрегатов и использованием их по времени, сопровождающимся повышением загрузки и коэффициента мощности электродвигателей

- снижением напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не выше чем на 45%, путем переключения схемы обмоток с треугольника на звезду;

- установкой ограничителей холостого хода асинхронных электродвигателей;

- отключением цеховых трансформаторов, загруженных менее 30%, с переводом нагрузки на другие трансформаторы;

- заменой систематически недогруженных асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности;

- заменой изношенных асинхронных двигателей синхронными.

Под компенсацией имеется в виду, установка местных источников реактивной мощности, либо использование имеющихся в составе узла нагрузки синхронных двигателей.

4.2 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЯХ 0,4 кВ

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности. Сети напряжением 0,4 кВ электрически более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной мощности в сети низкого напряжения требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети 0,4 кВ.

Суммарная расчетная мощность НБК определяется по следующей формуле:

, (4.1)

где QНБ1 и QНБ2 - суммарные мощности НБК, определяемые на двух указанных этапах расчета.

Суммарную мощность БК на напряжение до 1 кВ составляет:

, (4.2)

где QР - расчетная реактивная мощность;

, (4.3)

где LM = 11,2 - принимаем равной 1,2

,

QmaxТ - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы.

, (4.4)

где Nопт = 4 - число трансформаторов;

РСР - средняя активная мощность;

, (4.5)



где KМ = 11,2 - т.к. количество трансформаторов n 4, то принимаем этот коэффициент равный КM = 1.

;

;

.

Дополнительная мощность низковольтных батарей конденсаторов, устанавливаемых в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия:

, (4.6)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров KP1 и KP2 и схемы питания цеховых трансформаторных подстанций:

KP1 = 15 по [5]; KP2 = 2 по [5]; = 0,67 по [5].

.

Т.к. QНК2< 0, то реактивная мощность QНК2 принимается равной нулю.

Суммарная мощность НБК цеха составит 328 квар. Т.к. распределительная сеть 0,4 кВ выполнена целиком кабельными линиями, то установка НБК рекомендуется непосредственно у шин цеховых ТП.

Предположительная мощность БК составит:

, (4.7)

где N - количество трансформаторов.

.

Выбираем конденсаторы: КРМ-0,4-82,5-7,5 УЗ

Таким образом, фактически принятая мощность НБК составит:

.

С учётом выбранных БК произведем расчет уточнённого КЗ' для выбора оптимального числа ЦТП по формуле:

; (4.8)

.

Минимальное число ЦТП тогда будет равняться:

, (4.9)

где Дn - добавочный коэффициент до целого числа.

.

Оптимальное число ЦТП определяется по формуле:

,

где m = 0 дополнительно устанавливаемые трансформаторы [5].

.

Используя результаты расчетов дляэлектрических нагрузок до 1 кВ турбокомпрессорного цехас учетом КРМ вышеизложенным методом и результаты таблицы 2.3, составим табл.4.1.



Таблица 4.1 Уточненный расчет электрических нагрузок в сети до 1 кВ

Исходные данные	Расчетные данные
Наименование электроприемника	,				, шт.	,	,	,
Компрессорная станция
ТП-1, ТП-2	1000	0,67	0,86	0,59	4	2310	1360	2680
БК					4		-330
Сторонние потребители (насосная станция)
ТП-3	1000	0,8	0,87	0,57	2	1392	793	1600
БК					2		-330
Собственные нужды
ТСН	250	0,7	0,8	0,75	2	280	210	350
Полная нагрузка 0,4 кВ	3982	1703	4331

Энергосистема задает потребителю определенный коэффициент мощности, который необходимо поддерживать в сетях 0,4 кВ. Для Норильской энергосистемы.

4.3 РАСЧЕТ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ В СЕТИ 10 кВ

Расчет оптимальной мощности КУ производим для режима наибольших нагрузок.

, (4.12)

где QВ - расчетная реактивная нагрузка в сетях 10 кВ промышленных предприятий, которая состоит из расчетной нагрузки приемников 10 кВ, нескомпенсированной нагрузки сети напряжением 0,4 кВ питаемой через ЦТП, потерь реактивной мощности в трансформаторах ТП:

, (4.13)

где QР = - 13609 квар, суммарная мощность потребляемая всеми высоковольтными электродвигателями (с учетом генерирования Q от СД);

QmaxТ = 1304 квар, мощность передаваемая через цеховые ТП в сеть 0,4 кВ;

QТП - суммарные потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах.

Потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций, определяем по формуле:

; (4.14)

, (4.15)

где SРТП = 2720 кВА, расчетная полная мощность трансформаторной подстанции.

Следовательно потери составят:

;

.

Следовательно QВ:

.

Для Норильской энергосистемы коэффициент мощности, который необходимо поддерживать на шинах ГПП,равенили. Исходя из максимальной активной мощности ГПП, можно определить ту величину реактивной мощности, которая будет передаваться предприятию.

QЭ - экономически оптимальная реактивная мощность, передаваемая в рассматриваемый узел нагрузки от системы:

, (4.16)

где PmaxР - расчетная активная мощность ГПП в максимальном режиме;

.

QТЭЦ = 0, т.к. отсутствует заводская ТЭЦ.

.

Так как величина расчетной мощности КУ имеет отрицательный знак, то установка конденсаторных батарей на шинах ГПП не требуется, но происходит большая перекомпенсация, что приведет к увеличению мощности трансформаторов. Для компенсации реактивной мощности достаточно, чтобы 1 СД работал в режиме перевозбуждения - cos = - 0,9, а остальные СД в режиме cos = 0,9.

Регулируя ток возбуждения синхронных двигателей можно добиться оптимального режима потребления реактивной мощности и избежать её перекомпенсации на шинах ГПП.

Все данные с учетом компенсации реактивной мощности занесем в табл. 4.2.

Табл. 4.2

Наименование	Исходные данные	Расчетные данные
						, шт.	,	,	,
Компрессорная станция
СТД-3150-23 УХЛ4	-	3150	0,8	0,9	0,48	13	29484	14152	32705
СТД-3150-23 УХЛ4	-	3150	0,8	-0,9	0,48	1	2268	-1089	2516
ТСЗ-1000	1000	-	0,67	0,86	0,59	4	2310	1360	2680
БК	-	-	-	-	-	4	-	-330	-
Сторонняя нагрузка (насосная станция)
2АЗМ1-1000/10000 УХЛ4	-	1000	0,85	0,8	0,75	4	2720	2040	3400
ТСЗ-1000	1000	-	0,8	0,87	0,57	2	1392	793	1600
БК	-	-	-	-	-	2	-	-330	-
Собственная нагрузка ГПП
ТСЗ-250	250	-	0,7	0,8	0,75	2	280	210	350
Полная расчетная нагрузка предприятия	38454	15606	41500

Определим коэффициент мощности на шинах ГПП:

. (4.17)



5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЭН И ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ

Картограмма электрических нагрузок наноситься на ситуационный план цеха для определения местоположения ГПП. Построение картограммы нагрузок производиться на основании результатов определения расчетных нагрузок цеха, исходя из условия, что площадь круга картограммы в выбранном масштабе являются расчетной нагрузкой цеха.

В качестве расчетной нагрузки для построения картограммы принимается активная мощность каждого электроприемника, так как реактивная мощность подлежит компенсации.

Радиус окружности находится из выражения:

, (5.1)

где РР(i) - расчетная нагрузка турбокомпрессорного цеха, кВт;

m = 1 кВт/мм2 - масштаб площади круга.

ГПП является одним из основных звеньев системы электроснабжения промышленного предприятия. Правильное размещение подстанции является основой рационального построения схемы распределения электроэнергии (снижение потерь электроэнергии, расхода кабеля и провода). Выбор места расположения подстанции определяется центром электрических нагрузок, архитектурно-строительными особенностями здания, технологическими нормами пожарной и взрывной безопасности.

Из опыта проектирования систем электроснабжения известно, что источник питания следует располагать в геометрическом центре электрических нагрузок (ЦЭН). Под ЦЭН следует понимать точку на ситуационном плане предприятия, при расположении в которой источника питания (ГПП), затраты на сооружение и эксплуатацию сети будут минимальны.

ЦЭН промышленного предприятия в целом определяется с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок. В декартовой системе координат оси наносят на план произвольно, координаты ЦЭН определяются по формулам:

; (5.2)

, (5.3)

где РР(i) - расчетная нагрузка i-го приемника, кВт;

X(i) и Y(i) - координаты центра нагрузок i-го приемника.

Координаты центра электрических нагрузок:

;

.

Радиус окружности будет равен:

.

Найдем долю мощности синхронных двигателейот общей электрической нагрузки:

. (5.4)

Доля мощности асинхронных двигателейот общей электрической нагрузки:



.

Доля мощности трансформаторных подстанций от общей электрической нагрузки:

Диаграммы нагрузок, построенная с помощью Excel, представлено на рис. 5.1.

Расчетный ЦЭН и картограмма нагрузок показаны на чертеже №1 графической части проекта.



6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.1 ОПИСАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются: надежность, экономичность и качество электроэнергии сети.

Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которых может привести как к снижению надежности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразный из которых определяют в результате технико-экономического сопоставления.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой (75 - 100 МВт и более), средней (от 5 - 7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приемными пунктами применяются:

на предприятиях большой мощности с преобладанием потребителей I категории;

при наличии мощных и обособленных групп приемников электроэнергии;

при развитии предприятия этапами, когда питание второй очереди экономически целесообразно выполнять от отдельного приемного пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда приемные пункты выполняют одновременно функции РП и их установка экономически целесообразна.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от сетей 35, 110, 220 и 330 кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубокого ввода проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются по простой схемы: без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения.

Наиболее дешевыми являются схемы разъединителями. Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 10 кВ.

Глубокие вводы выполняются в виде магистральных воздушных линий и виде радиальных воздушных и кабельных линий.

Магистральные глубокие вводы применяются при нормальной и малозагрязненной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110 - 220 кВ и разместить ПГВ около основных групп потребителей электроэнергии.

Радиальный глубокий ввод применяется, как правило, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиальные вводы используют при невозможности прокладки воздушных линий и размещений более громоздких ответвительных подстанций 110 - 220 кВ. Радиальные схемы глубоких вводов обладают большой гибкостью и удобствами в эксплуатации по сравнению с магистральными, так как повреждение или ремонт одной из линий или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубоких вводов при максимальной простоте и дешевизне не уступают по надежности схемам централизованного электроснабжения. Они применимы для потребителей любой категории.

Окончательно принимаем для схемы внешнего электроснабжения - радиальный глубокий ввод с двухтрансформаторной подстанцией с разъединителями, выключателями и неавтоматической перемычкой, необходимой для ремонтных и оперативных переключений на стороне высокого напряжения (рис.6.1.). Для обеспечения надежности питания потребителей I категории на всех секционных выключателях устанавливаем устройства АВР (автоматический ввод резерва). Распределительное устройство высокого напряжения выполняется закрытым (ЗРУ).

Рис.6.1 Схема внешнего электроснабжения



6.2 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ГПП

На территориях промышленных предприятий компоновка подстанций и распределительных пунктов должны быть увязаны с ген. планом, где решаются вопросы размещения и конструктивные особенности с учетом существующих ситуационных условий, требований к окружающим коммуникациям и условий окружающей среды.

В районах Крайнего Севера [5] и вечной мерзлоты к компоновке подстанций предъявляют дополнительные специальные требования, обусловленные низкой температурой, снежными заносами, сильными ветрами и вечномерзлыми грунтами. Также территория на которой проектируется предприятие характеризуется большим скоплением металлургических и перерабатывающий предприятий на незначительной территории, выделяющих различные вещества, загрязняющие окружающую атмосферу и отрицательно действующую на изоляцию и неизолированные токоведущие части.

Все эти условия затрудняют быстрое восстановление повреждений на подстанциях и снижают надежность и сроки работы дорогостоящего электрооборудования открытых распределительных устройств. К тому же приходится решать вопросы выбора дополнительной изоляции или ее усиление и рациональной установки п/ст. с учетом наименьших снежных заносов и преобладающего направления ветров, установки снегозащиты, что увеличивает стоимостные показатели установки.

Поэтому в практике на севере все больше и больше находят применения конструкция подстанции закрытого типа (ЗРУ на U=35-220 кВ/6-10 кВ).

Данная ГПП будет состоять из 3 узлов:

ЗРУ на напряжение 110 кВ.

Силовые трансформаторы.

ЗРУ на напряжение 10 кВ.

По [2] РУ должно обеспечивать надежность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе конструкции РУ в соответствии с ПУЭ. Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным.

Размещение оборудования РУ должно обеспечить хорошую обозреваемость, удобство и полную безопасность при ремонтных работах и осмотрах.

ЗРУ представляется в двухэтажном исполнении, где ЗРУ-10кВ с силовыми трансформаторами расположены на первом этаже, а ЗРУ-110кВ - на втором.

Конструкция пола помещений РУ должна исключить возможность образования цементной пыли. Для обеспечения пожарной безопасности, конструкция ЗРУ должна отвечать требованиям СНиП и правилам ППО. Здание ЗРУ сооружается из огнеупорных материалов, и помещают отдельные элементы РУ в камеры, а при установки масляных трансформаторов обязательно предусматривается место для сбора и отвода масла в масло сборную систему. Хранение трансформаторного масла на подстанции не предусматривается.

Для упрощения, более экономного и быстрого сооружения и монтажа подстанции применяют крупноблочные устройства и монтаж узлов, заранее изготовляемых в мастерских электромонтажных организаций.

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

-вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

-при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

-при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

-была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50 °С и выше; недоступные для прикосновения - до 70 °С и выше.

Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя не допускается.

Ошиновка ЗРУ должна выполняться, как правило, из алюминиевых, сталеалюминевых и стальных проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения. А обозначение фаз электрооборудования и ошиновки РУ и подстанций должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ.

Распределительные устройства 10 кВ должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность:

-включения выключателей, разъединителей на заземляющие ножи;

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

-отключения и включения разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

На заземляющих ножах линейных разъединителей со стороны линии допускается устанавливать только механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении.

Для ЗРУ с простыми схемами электрических соединений рекомендуется применять механическую (ключевую) оперативную блокировку, а во всех остальных случаях - электромагнитную. Приводы разъединителей, доступные для посторонних лиц, должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.

ЗРУ 10 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки, как правило, без применения переносных заземлений.

Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.