43722

Агломерационный процесс. Релейная защита присоединений ГПП

Дипломная

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Их электроснабжение может осуществляться от одного источника питания при условии что перерывы электроснабжения не превышают одних суток.1 – картограмма нагрузок Выбор сечения кабельных линий отходящих присоединений Сеть внутреннего электроснабжения выполнена по радиальной схеме с питанием каждой подстанции цехов по двум цепям поэтому производим выбор сечения жил кабелей по длительно допустимому току. Л5 РП5 3351 97 81 АСБУ3x95 Выполним проверку по максимально допустимому току таблица 1.4 максимальным расчетным током будем...

Русский

2013-11-07

1.78 MB

15 чел.

87




1. Общая часть

1.1 Краткое описание технологии производства

Слово «агломерат» происходит от латинского слова agglomerаtus , что дословно означает присоединенный, прибавленный. Агломерация – процесс получения кусков (агломерата) путем спекания мелкой руды с топливом при высокой температуре горения.

Задачей агломерационного процесса является подготовка высококачественного сырья для доменного производства из концентратов обогащения руд, рудной мелочи колошниковой пыли окалины, шламов, отсева агломерата и других железосодержащих материалов путем спекания их с соответствующим количеством топлива в прочные и пористые куски (агломерат).

Для приемки и переработки всего поступающего сырья аглофабрика имеет:

- рудный двор (открытый склад) с полезной площадью 8640 м2 служит для складирования и усреднения аглоруд и отходов применяемых при производстве агломерата;

- приемную траншею роторного передвижного вагоноопрокидывателя (ПРВО) для разгрузки прибывающих на аглофабрику аглоруд и аглодобавок;

- приемную траншею башенного вагоноопрокидывателя (БВО);

- тупиковую эстакаду для разгрузки отсева и бракованного агломерата;

- склад руды и концентрата предназначен для складирования, усреднения и забора в производство концентрата, ракушечника и марганецсодержащих отходов;

- склад флюсов и топлива  предназначен для складирования и усреднения пребывающих на аглофабрику флюсов и топлива;

- площадку промежуточного складирования и подсушки шламов.

В производстве агломерата необходимо использование извести. Известь, получаемая путем обжига смеси известняков, является интенсификатором агломерационного процесса. За счет извести происходит подсушка концентрата, что улучшает его дозирование в дозировочном отделении, кроме того, известь создает дополнительные условия для окомкования концентрата, тем самым улучшая газопроницаемость шихты, обеспечивая высокую производительность агломашин. Крупность смеси известняков, входящих в состав шихты для обжига, должна находиться в пределах 3-10 мм, крупность коксовой мелочи – 0-6 мм.

1.2 Категорийность и характеристика потребителей на подстанции.

К первой категории относятся ответственные потребители. Их снабжение электроэнергией производится от двух независимых источников питания. При исчезновении напряжения на одном из источников производится автоматическое переключение на питание нагрузки от второго источника. Независимыми источниками могут быть распределительные устройства двух электростанций или не связанных друг с другом подстанций. Переключение производится автоматическими выключателями резерва (АВР). При срабатывании этих механических (а иногда и тиристорных) переключателей, время отсутствия напряжения (период, в течение которого нагрузка остается без электропитания) составляет 10-3000 мс.

Ко второй категории относятся менее отвественные потребители. Их электроснабжение должно производится от двух независимых источников питания. Но для этой категории потребителей допустим более длительный разрыв электропитания, достаточный для переключения вручную оперативным персоналом или выездной аварийной бригадой.

Все остальные потребители относятся к третьей категории. Их электроснабжение может осуществляться от одного источника питания, при условии, что перерывы электроснабжения не превышают одних суток. В это время включается и ремонт или замена вышедшего из строяоборудования.

         От проектируемой идут присоединения к другим подстанциям, к ним относятся подстанция №3,4,5,7.К 1-категории относятся 20% потребителей ( насосы , 3 агломашины, асинхронные и синхроные электродвигатели и др). К первой категории относятся высоковольтные синхронные и асинхронные электродвигатели, установленные на центральной турбокомпрессорной станции и шламовой насосной станции. К 2-категории относятся 80% потребителей электроэнергии основная масса которых это конвейера и дробилки.

1.3 Расчет электрических нагрузок потребителей

Расчет электрических нагрузок производим на основании представленных исходных данных по электрическим установленным мощностям отдельных потребителей электроэнергии основных цехов и насосной станции агломерационного производства, а также исходя из установленных мощностей цеховых трансформаторных подстанций с учетом их загрузки.

Для наглядности покажем расчет для первого электроприемника – эксгаустеры.

Определяем активную расчетную нагрузку электроприемника:

,

(1.3.1)

где Рнi – номинальная мощность i-того электроприемника (цеха);

Ксi – коэффициент спроса i-того электроприемника (цеха).

.

Определяем реактивную расчетную нагрузку электроприемника:

,

(1.3.2)

.

Определяем суммарную активную нагрузку РП-1:

,

(1.3.3)

где Крма=0,95 – коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки;

Определяем суммарную реактивную нагрузку РП-1:    

(1.3.4)

где Крмр=0,9 – коэффициент разновременности максимумов реактивной нагрузки.

.

Определяем полную расчетную нагрузку РП-1:

,

(1.3.5)

.

Для остальных зданий результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.1.

Таблица 1.3.1 – Расчетные мощности потребителей

Наименование

Руст,кВт/

Sуст, кВА

Кс/ Кз

cosφ

Рр,

кВт

Qр,

квар

Sр,

кВА

эксгаустеры, в/в

7200

0,8

0,8

5760

-4320

дымососы , в/в

4500

0,8

0,8

3600

-2700

вентиляторы, в/в

1600

0,8

0,8

1280

-960

конвейера,  в/в

2160

0,55

0,7

1188

1212

КТП 1-1

1660

0,69

0,78

1145

919

КТП1-2

1620

0,62

0,76

1004

859

КТП1-3

510

0,76

0,81

388

281

КТП1-4

780

0,8

0,78

624

501

КТП1-5

1033

0,66

0,82

682

476

КТП1-6

1046

0,67

0,83

701

471

КТП1-7

1660

0,7

0,78

1162

932

КТП1-8

1033

0,63

0,82

651

454

Сумма РП-1

17276

-1688

17358

КТП 2-1

1033

0,63

0,82

651

454

КТП 2-2

1680

0,68

0,84

1142

738

Дробилки, в/в

4000

0,75

0,76

3000

-2565

Конвейера ,в/в

1260

0,55

0,7

693

707

Сумма РП-2

5212

-599,4

5246

Конвейера ,в/в

1440

0,55

0,7

792

808

КТП 3-1

1033

0,63

0,82

651

454

КТП 3-2

1680

0,68

0,84

1142

738

КТП 3-3

983

0,62

0,78

609

489

Сумма РП-3

3034

2240,1

3772

Конвейера ,в/в

1440

0,55

0,7

792

808

КТП 4-1

1640

0,69

0,82

1132

790

КТП 4-2

605

0,7

0,84

424

274

Сумма РП-4

2231

1684,8

2795

Шпамовые насосы ,в/в

3200

0,85

0,85

2720

-1686

тра-ры собственных

нужд насосной

станции

932

0,7

0,74

652

593

Сумма РП-5

3203

-983,7

3351

Определение места расположения подстанции.

Координаты центров электрических нагрузок определяются следующим образом:

где  n- общее число РП, питающихся от данной ПГВ;

xi - координата центра тяжести i-го РП по оси абсцисс;

yi - координата центра тяжести i-го РП по оси ординат.

Координаты РП сведем в таблицу 1.3.2.  

Картограмма и расположение РП обозначены на чертеже генерального плана.

Таблица 1.3.2 - Координаты РП

№ РП

R, м

1

550

342,5

17276

9501800

5917030

20

2

386,5

353,5

5212

2014438

1842442

11

3

547,5

567,5

3034

1661115

1721795

8,4

4

292,5

597,5

2231

652567,5

1333023

7,2

5

862,5

567,5

3203

2762588

1817703

8,6

сумма

536

408

30956

16592508

12631992

Из-за невозможности расположения ГПП в расчетной точке переносим ее в точно x=490 м, y= 470 м. Картограмма нагрузок предоставлена на рис 1.3.1

Картограмма нагрузок состоит из окружностей. Площадь, ограниченная каждой из этих окружностей , равна нагрузке , кВт соответствующей нагрузке группы электроприёмников.

откуда радиус окружности , мм определяется как:

где  – масштаб для определения площади круга, .

Находим наиболее мощную группу электроприемников. Строим для них свою окружность. Измеряем радиус окружности пересчитываем масштаб:

Наиболее мощный цех- эксгаустерное отделение и аглокорпус.

Находим радиус окружности для заданной группы ЭП:

Находим масштаб:

Рисунок 1.3.1 – картограмма нагрузок

Выбор сечения кабельных линий отходящих присоединений

Сеть внутреннего электроснабжения выполнена по радиальной схеме с питанием каждой подстанции цехов по двум цепям, поэтому производим выбор сечения жил кабелей по длительно допустимому току.

Для алюминиевых кабелей при числе часов максимума нагрузок выше 5000 ч .

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.3.3

Таблица 1.3.3 – Выбор сечений жил кабельных линий

Линия

Sр, кВА

Iр., А

, мм2

Марка кабеля

1. Л-1 (РП-1)

17358

501

418

АСБУ(3x150)∙3

2. Л-2 (РП-2)

5246

151

126

АСБУ(3x150)

3. Л-3 (РП-3)

3772

109

91

АСБУ(3x95)

4. Л-4 (РП-4)

2795

81

67

АСБУ(3x70)

5. Л-5 (РП-5)

3351

97

81

АСБУ(3x95)

    

Выполним проверку по максимально допустимому току (таблица 1.3.4), максимальным расчетным током будем считать ток послеаварийного режима.

,

где  Iрмах – максимальный расчетный ток, А;

К – коэффициент учитывающий количество кабелей проложенных рядом, способ прокладки, аварийную перегрузку;

 Iдл.доп.КЛ – длительно-допустимый ток кабеля, А.

Кабели прокладываем в кабельных тоннелях и блоках. Коэффициент К

,

где  К1 – учитывает количество кабелей лежащих рядом;

К2 – учитывает способ прокладки, К2=0,9 [2];

К3 – учитывает аварийную перегрузку, К3=1,25

Принимаем для выбора кабели марки АСБУ с алюминиевыми жилами, бумажной изоляцией в свинцовой оболочке.

Выбор сечения производим в табличной форме (таблица 1.3.3) Ко всем подстанциям подходит два ввода.

Таблица 1.3.4 – Проверка кабелей по максимально допустимому току

Линия

Iр.мах, А

S, мм2

, А

, А

1. Л-1 (РП-1)

1002

(3x150)∙3

275

788,9

2. Л-2 (РП-2)

303

(3x150)

275

300,725

3. Л-3 (РП-3)

218

(3x95)

205

230,625

4. Л-4 (РП-4)

161

(3x70)

165

185,625

5. Л-5 (РП-5)

193

(3x95)

205

230,625

Кабели для линий Л1 и Л2 не проходят проверку, заменим сечение на следующее значение.

. Увеличим число кабелей:

.

.

Расчет потерь мощности в сети 10 кВ

Определяем потери электроэнергии в ШМА, ШРА, кабельных линиях.

Потери электроэнергии в кабельных линиях определяются по формуле:

(1.3.6)

номинальный ток соответствующего электроприёмника, А.

активное сопротивление кабельной линии, Ом.

(1.3.7)

где реактивное сопротивление кабельной линии, Ом.

Результаты расчетов сведем в таблицу 1.3.5.

Таблица 1.3.5 – Расчет потерь мощности в  кабельных линиях

Линия

S, мм2

r, Ом/км

x, Ом/км

l

, кВт

1. Л-1 (РП-1)

(3x185)∙4

0,159

0,077

100

502

6,01

2,91

2. Л-2 (РП-2)

(3x185)

0,159

0,077

140

170

3,86

1,87

3. Л-3 (РП-3)

(3x95)

0,31

0,083

71

90

1,07

0,29

4. Л-4 (РП-4)

(3x70)

0,42

0,086

250

65

2,66

0,55

5. Л-5 (РП-5)

(3x95)

0,31

0,083

350

113

8,31

2,23

 Тогда мощность в начале линии посчитаем как сумму протекаемой мощности и потерь в линии. Результаты сведем в таблицу 1.3.6.

Таблица 1.3.6 – Мощность в начале линии

Линия

, кВт

Рр, кВт

Qр, квар

Sр, кВА

1. Л-1 (РП-1)

6,01

2,91

17276

-1688

2. Л-2 (РП-2)

3,86

1,87

5211,7

-599

3. Л-3 (РП-3)

1,07

0,29

3034,3

2240

4. Л-4 (РП-4)

2,66

0,55

2230,6

1685

5. Л-5 (РП-5)

8,31

2,23

3203,4

-984

сумма

21,91

7,84

30956

654

30985

Синхронные двигатели, использующиеся в технологическом процессе, работающие в режиме перевозбуждения обеспечивают необходимый уровень коэффициента мощности, в дополнительных компенсирующих устройствах нет необходимости.

1.4 Выбор силовых трансформаторов ГПП.

Силовые трансформаторы на ПГВ выбираются по результирующей нагрузке, приведенной к шинам 10 кВ.

Условия выбора мощности трансформаторов:

(1.4.1)

где SрНН – расчетная суммарная мощность на стороне низкого напряжения подстанции;

N=2 – количество силовых трансформаторов ГПП;

кз – коэффициент загрузки трансформаторов. При N=2, кз=0,7.

Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

Возможно несколько вариантов выбора номинальной мощности трансформаторов. Проанализируем оба варианта и выберем наиболее экономически целесообразный. Анализ

Будем вести по минимуму приведенных затрат.

ТРДН-25000/110

,

(1.4.2)

Где  - нормативный коэффициент =0,15,

,

 - стоимость трансформатора, =3645 тыс.грн.

Найдём коэффициент загрузки трансформаторов  в нормальном режиме:

Найдём реактивные потери в трансформаторах:

Найдём активные потери в трансформаторах:

 

Найдём потерю электроэнергии в трансформаторах:

где - количество трансформаторов

- мощность холостого хода, кВт;

- мощность короткого замыкания, кВт;

- мощность нагрузки подстанции, МВА;

 - номинальная мощность трансформатора, МВА

где - стоимость 1 кВтч потери электроэнергии.

ТРДН-32000/110

 - нормативный коэффициент =0,15

 

 - стоимость трансформатора, =4790 тыс.грн.

Найдём коэффициент загрузки трансформаторов  в нормальном режиме:

Найдём реактивные потери в трансформаторах:

Найдём активные потери в трансформаторах

Найдём потерю электроэнергии в трансформаторах:

- стоимость 1 кВтч потери электроэнергии.

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110, т.к. вариант при технико-экономическом сравнении по затратам и капиталовложениям оказался дешевле.

Имея ввиду, что в результате интенсификации производства и возможного его расширения предусматривается сооружение фундаментов под трансформаторы мощностью 32 МВА.

Мощность нагрузок, приведенная к шинам 110 кВ, определяется выражением:

Выберем сечение воздушной линии. Для алюминиевых проводов при числе часов максимума нагрузок выше 5000 ч

Выбираем провод марки АС-95.


 Рисунок 1.5.1 – Принципиальная однолинейная схема


1.5 Выбор принципиальной однолинейной схемы и ее конструкционного исполнения.

Принципиальная однолинейная схема коммутации ПГВ-110/10 кВ принимается в соответствии с требованиями электроснабжения приемников электроэнергии I, II, IIIкатегорий. Так как от подстанции питаются электроприемники I и II категорий представляется к установлению 2 силовых трансформатора по схеме блоков ЛЭП110-Тр-р с нормально разомкнутой перемычкой между двумя вводами, снабженными двумя разъединителями.

Со стороны низшего напряжения предусматриваем 2 секции шин. 4 секции используются в том случае, если значение токов КЗ на шинах 10 кВ превышает 40 кА и в том случае, если в состав электрических нагрузок входят нелинейные, резкопеременные потребители, вызывающие значительные колебания напряжения в сети.

Подстанция расположена на территории металлургического предприятия возле сталеплавильного цеха, имеющего повышенные выбросы в виде пыли и графита. Поэтому распределительное устройство высокого напряжения принято выполнить закрытым.

Распределительное устройство 10 кВ также выполняются закрытыми с применением комплектных распределительных устройств.

Распределительные устройства 110 кВ и 10 кВ находятся в одном здании с расположением на разных этажах. На третьем и на втором этаже ЗРУ расположены аккумуляторная, щитовая, комната обслуживающего персонала. На первом этаже находится кабельный этаж, трансформаторы собственных нужд подстанции.

Установка силовых трансформаторов предусматривается на открытой площадке. Подвод питания в ЗРУ–110 кВ осуществляется от воздушных линий через маслонаполненные вводы, выполненные на повышенный класс напряжения. Затем из ЗРУ-110 кВ через вторые вводы питание подается на открытую часть, где установлены силовые трансформаторы.

Трансформаторы установлены на бетонных фундаментах с выполненными под ними маслоприемниками в виде маслосборных ям и отводом масла по трубам в резервуар.

Далее от трансформатора шинным мостом питание подается в ЗРУ-10 кВ, где по шинам распределяется между ячейками КРУ. Ячейки КРУ предполагается расположить в два ряда.

Предлагается к установке 2 шины так как отсутствует мощная резко переменная или нелинейная нагрузка.

Все оборудование устанавливается на фундаментах в одной плоскости с соблюдением вертикальных осей и расстояний между осями оборудования.

1.6 Расчет токов КЗ

Наиболее тяжелыми режимами работы сети являются короткие замыкания в ней. Поэтому необходимо рассчитать значения токов к.з. в основных точках схемы. В качестве основных точек схемы принимаем ввод 110 кВ и шины 10 кВ п/ст. Мощность к.з. системы Sкз=5600 МВА и 3600 МВА (в максимальном и минимальном режимах соответственно). Питание п/ст осуществляется по двум линиям (ЛЭП-110 кВ). Упрощенная однолинейная схема показана на рисунке 1.2. Так как синхронных двигателей четное количество распределяем их равномерно по шинам и для расчетов заменяем эквивалентным СД суммарной мощности.

Рис.1.6.1Расчетная схема

Расчет токов короткого замыкания на стороне 110 кВ при максимальном режиме.

Наиболее тяжелым режимом короткого замыкания считается режим, когда отключен один из трансформаторов или отключена одна из линий, питающей проектируемой  подстанции. В этом случае все синхронные и асинхронные электронные двигатели будут подпитывать место короткого замыкания на шинах 10 кВ ПГВ.

Схема замещения к расчету токов КЗ при этом примает вид

Рисунок 1.6.2Однолинейная схема

Принимаем следующие базисные условия:

 Sб=100 МВА;

 UбI=10,5 кВ;

 UбII=115 кВ.

Базисный ток:

  

(1.6.1)

,

.

Расчетная схема замещения имеет вид (рис. 1.6.3.):

Рисунок 1.6.3Схема замещения

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Сопротивление системы электроснабжения:

(1.6.2)

где Sкз– мощность к.з. на шинах 110 кВ в максимальном режиме работы системы электроснабжения.

Сопротивление линии электропередач 110 кВ:

,              (1.6.3)

где Х0=0,43 Ом/км– удельное индуктивное сопротивление ЛЭП 110 кВ.

Сопротивление кабельных линий:

Сопротивление трансформатора связи с энергосистемой:

,                                                               (1.6.4)

где Sнт=25 МВА – номинальная мощность силового трансформатора.

.

Сопротивление трансформатора в максимальном режиме:

,

Где ΔU – диапазон регулирования напряжения.

Сопротивление синхронных электродвигателей:

,                                                                        (1.6.5)

гдеIп – кратность пуска синхронного двигателя;

     Рн - номинальная мощность двигателя, МВт.

- средневзвешенный коэффициент мощности двигателей

В максимальном режиме от одного трансформатора получают питание все СД. Результирующее сопротивление СД будет равно эквивалентному сопротивлению параллельных ветвей с двигателями.

Продолжаем преобразования схемы замещения:

,                                                                 (1.6.6)

.

,                                                               (1.6.7)

.

Получаем схему замещения следующего вида:

Рисунок 1.6.4Схема замещения

Рассчитаем токи в ветвях схемы.

Ветвь 1:

Периодическую составляющую тока к.з. от системы электроснабжения принимаем одинаковой в любой момент времени и рассчитываем по формуле:

, (1.6.8)

.

Ветвь 2:

Номинальный ток синхронных двигателей, приведенный к ступени высшего напряжения:

,

(1.6.9)

,

     Начальный ток к.з. от синхронных двигателей рассчитываем по формуле:

,                                                                                   (1.6.10)

,

Определяем электрическую удаленность синхронных двигателей от точки к.з. по формуле:

,                                                                                         (1.6.11)

.

По типовым кривым определяем значение тока СД для моментов времени t=0 и t=0,2 c.

,                                                                             (1.6.12)

,

.

Ток в точке к.з. определим как сумму токов в ветвях схемы:

,

,

.

Ударный ток в точке к.з.:

,

где Куд1,8 – ударный коэффициент.

.

Расчет токов короткого замыкания на стороне 110 кВ при минимальном режиме.

Считаем, что каждый трансформатор питает свою секцию шин. Мощность к.з. системы электроснабжения равна 3600 МВА.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Сопротивление системы электроснабжения:

,                   (1.6.13)

где Sкз – мощность к.з. на шинах 110 кВ в минимальном режиме работы системы электроснабжения.

Рисунок 1.6.5Однолинейная схема

Расчетная схема замещения имеет вид (рис. 1.6.6):

Рисунок 1.6.6Расчетная схема замещения

Сопротивление системы:

Сопротивление трансформатора:

Преобразовываем схему замещения относительно точки к.з. В результате расчетная схема замещения имеет вид (рис. 1.7.7):

Рисунок 1.6.7 – Схема замещения

Продолжаем преобразования схемы замещения:

,

(1.6.14)

.

,  

(1.6.15)

.

Получаем схему замещения следующего вида:

Рисунок 1.6.8Схема замещения

Рассчитаем токи в ветвях схемы.

Ветвь 1:

Периодическую составляющую тока к.з. от системы электроснабжения принимаем одинаковой в любой момент времени и рассчитываем по формуле:

                                                          (1.6.16)

.

Ветвь 2:

Номинальный ток синхронных двигателей, приведенный к ступени высшего напряжения:

,  

(1.6.17)

,

Начальный ток к.з. от синхронных двигателей рассчитываем по формуле:

,                                                                                    (1.6.18)

,

Определяем электрическую удаленность синхронных двигателей от точки к.з. по формуле:

,                                                                                          (1.6.19)

.

По типовым кривым определяем относительное значение тока СД для моментов времени t=0 и t=0,2 c.

,                                                                                 (1.6.20)

,

.

Ток в точке к.з. определим как сумму токов в ветвях схемы:

,

,

.

Ударный ток в точке к.з.:

,                                                                                (1.6.21)

где Куд1,8 – ударный коэффициент.

.

Аналогичный расчет проведем для точки К2. Результаты сведем в таблицу.

Таблица 1.6.1 – Расчет параметров системы

Минимальный режим

0,028

0,039

0,565

1,62

0,73

Максимальный режим

0,017

0,039

0,296

0,81

0,73

Таблица 1.6.2 – Расчет параметров режима КЗ

Минимальный режим

8,7

3,7

12,4

11,4

31,7

Максимальный режим

15,6

7,5

23,1

21,1

58,8

Определение теплового импульса квадратичного тока

Для проверки проводников и электрических аппаратов подстанции на термическую стойкость при коротких замыканиях необходимо рассчитать значение интеграла Джоуля (теплового импульса):

,                                                                         (1.6.22)

где ikt – ток в произвольный момент времени;

tоткл– расчетная продолжительность к.з.;

tвремя.

Рассчитываем Вк для максимального режима.

Выбираем ступень селективности равной 0,5 с, а собственное время срабатывания выключателя равным 0,1 с. Тогда, время отключения выключателей равно:

- секционный выключатель: 0+0,1=0,1с,

- выключатель отходящих присоединений: 0,6+0,1=0,7с,

- выключатель на вводе 10 кВ: 1,1+0,1=1,2 с,

- выключатель на вводе 110 кВ: 1,6+0,1=1,7 с.

Для примера рассчитаем значение теплового импульса для секционного выключателя. Для остальных выключателей результаты расчета сведем в таблицу 1.10.

,          (1.6.23)

Рисунок 1.6.9 -  Карта селективности

Таблица 1.6.3 – Значения теплового импульса

Место определения Вk

t

Вk, кА2с

Секционный выключатель

23,1

0,1

106,7

Отходящие присоединения

23,1

0,6

373,5

Ввод 10 кВ

23,1

1,2

640,3

Ввод 110 кВ

9,43

1,7

151,2

1.7Выбор оборудования

Выключатели выбираем по следующим условиям:

Номинальное напряжение выключателя больше или равно напряжению установки:

                                                                                  (1.7.1)

Номинальный ток выключателя больше или равен номинальному току установки:

,                                                                          (1.7.2)

где 1,25 – коэффициент, учитывающий возможное увеличение тока,

                                                                 (1.7.3)

Номинальный ток отключения выключателя больше максимального тока к.з.:

                                                                                          (1.7.4)

Амплитудное значение ударного тока при включении на короткое замыкание должно быть меньше наибольшего пика тока включения :

                                                                                  (1.7.5)

Ток термической стойкости выключателя в течение времени термической стойкости должен удовлетворять неравенству:

                                                                                      (1.7.6)

Зная расчетную мощность присоединений, рассчитаем токи нагрузок.

Результаты представим в табличной форме (табл. 1.11.).                                                     

,                                                                                                       (1.7.7)

Выбор выключателей отходящих присоединений запишем в табличной форме (табл. 1.7.1) для РП с наибольшим расчетным током.

Выбираем маломасляные выключатели типа ВМПЭ-10.

Таблица 1.7.1Выбор выключателей для РП

№ РП

Условия выбора

1

10

1600>1.25∙501

25>23,1

64>58,8

1875>373,5

2

10

1600>1.25∙170

25>23,1

64>58,8

1875>373,5

3

10

1600>1.25∙90

25>23,1

64>58,8

1875>373,5

4

10

1600>1.25∙65

25>23,1

64>58,8

1875>373,5

5

10

1600>1.25∙113

25>23,1

64>58,8

1875>373,5

BB/TEL-10-25/1600 У2

На стороне 110 кВ устанавливаем выключатель типа ВБЭ-110-20/1000. Выбор выключателя представим в виде таблицы 1.7.2.

Таблица 1.7.2Выбор выключателя 110 кВ

Ввод 110 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

1

110 кВ

110 кВ

2

163,6 А

1000 А

3

9,43 кА

20 кА

4

23,93 кА

80 кА

5

151,2 кА2с

1200 кА2с

ВМТ-110Б-20/1000

На вводе 10 кВ устанавливаем выключатель типа ВВМ-10. Выбор представим в виде таблицы 1.7.3.

Таблица 1.7.3Выбор выключателя на вводе 10 кВ

Ввод 10 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

1

10 кВ

11 кВ

2

1788,9А

2500 А

3

23,1 кА

31,5 кА

4

58,8 кА

80 кА

5

640,3 кА2с

2977 кА2с

ВВМ-10-31,5-20/2500

Выбор секционного выключателя представим в виде таблицы 1.7.4. Устанавливаем выключатель типа ВМПЭ-11.

Таблица 1.7.4Выбор секционного выключателя

Секционная связь

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

1

10 кВ

11 кВ

2

894,5 А

2500 А

3

23,1 кА

31,5 кА

4

58,8 кА

80 кА

5

106,7 кА2с

2977 кА2с

ВВМ-10-31,5-20/2500

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей осуществим по условиям:

  1.  Номинальное напряжение разъединителя больше или равно напряжению установки:

                                                                          (1.7.8)

  1.  Номинальный ток разъединителя больше или равен номинальному току установки:

                                                               (1.7.9)

  1. Ток динамической стойкости разъединителя больше или равен ударному току:

                                                                         (1.7.10)

  1. Ток термической стойкости выключателя в течение времени термической стойкости должен удовлетворять неравенству:

                                                                       (1.7.11)

Выбор разъединителей представим в виде таблиц 1.7.5, 1.7.6 К установке принимаем разъединители типа РНД(З) – разъединители наружной  установки с двумя колонками и заземляющим ножом.

Таблица 1.7.5Выбор разъединителя на вводе 110 кВ

Ввод 110 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

1

110 кВ

110 кВ

2

163,6 А

1000 А

3

23,93 кА

80 кА

4

151,2 кА2с

2977 кА2с

РНДЗ-110/1000

Таблица 1.7.6Выбор разъединителя в перемычке 110 кВ

Перемычка 110 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

1

110 кВ

110 кВ

2

81,8 А

1000 А

3

23,93 кА

80 кА

4

151,2 кА2с

2977 кА2с

РНДЗ-110/1000

Выбор  трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) предназначены для измерения тока на подстанции и изоляции измерительных приборов и устройств релейной защиты от цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

1) По напряжению:

,    (1.7.12)

2) По току:

,    (1.7.13)

где Ipmax – ток послеаварийного режима;

Iном – номинальный ток первичной обмотки ТТ.

3) По динамической стойкости:

,    (1.7.14)

4) По термической стойкости:

,    (1.7.15)

где Uном – номинальное напряжение ТТ;

 Uном.с – напряжение сети;

 Ipmax – ток послеаварийного режима;

 Iном.1 – номинальный ток первичной обмотки ТТ,

Выбираем ТТ на стороне 110 кВ

К ТТ подключают 1 амперметр.

Рисунок 1.7.1 - Схема подключения приборов на вводе 110 кВ.

Нагрузку ТТ представим в таблице 1.7.7.

Таблица 1.7.7 - Нагрузка ТТ 110 кВ

Прибор

Тип

прибора

Потребляемая мощность катушек в фазах, ВА

А

В

С

Амперметр показывающий

ЩП02М

-

2,5

-

ИТОГО

-

2,5

-

Выбор трансформаторов представим в таблице 1.7.8.

Таблица 1.7.8 - Выбор ТТ на вводе 110 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

110 кВ

110 кВ

163,6 А

600 А

23,93 кА

126 кА

151,2 кА2с

2028 кА2с

SНГ SНГном

2,5ВА

60ВА

Тип ТТ

ТФЗМ 110

Выбираем  трансформатора типа ТФЗМ-110 (ТТ в фарфоровом кожухе, заполненный трансформаторным маслом, со звеньевой первичной обмоткой, на напряжение 110 кВ).

Выбираем ТТ на вводе 10 кВ.

 

К ТТ подключают следующие приборы по схеме "полной звезды" (таблица 1.7.8).

Рисунок 1.7.2 - Схема подключения приборов на вводе 10 кВ и 6 кВ.

Таблица 1.7.8 - Нагрузка ТТ на вводе 10 кВ

0Прибор

Тип

прибора

Потребляемая мощность катушек в фазах, ВА

А

В

С

Амперметр показывающий

Э377

-

0,1

-

Ваттметр показывающий

Д335

1,5

-

1,5

Варметр показывающий

Д335

1,5

1,5

-

Счетчик активной энергии

И682

-

2,5

2,5

Счетчик реактивной энергии №1

И676

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии №2

И676

2,5

2,5

-

ИТОГО

8

7,1

6,5

Для учета реактивной энергии устанавливаются два счетчика реактивной энергии (потребление реактивной энергии или передача ее в сеть), но в расчете нагрузки учитываем только один, т.к. одновременная работа двух невозможна.

 

Таблица 1.7.9 - Выбор ТТ на вводе 10 кВ

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

10 кВ

10 кВ

1788,9  А

2000 А

58,8 кА

81 кА

640,3 кА2с

3675 кА2с

SНГ SНГном

21,6 ВА

60ВА

Тип ТТ

ТПШЛ-10

Выбираем ТТ на отходящих присоединениях.

На отходящих присоединениях к ТТ подключают следующие приборы по схеме "неполной звезды" (таблица 1.7.10):

Рисунок 1.7.3 - Схема подключения приборов на отходящих присоединениях 10 кВ.

Таблица 1.7.10 -  Нагрузка ТТ на отходящих присоединениях

Прибор

Тип

прибора

Потребляемая мощность катушек в фазах, ВА

А

В

С

Счетчик активной энергии

И682

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии №1

И676

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии №2

И676

2,5

-

2,5

Амперметр показывающий

Э377

0,1

-

-

ИТОГО

7,6

7,5

Запишем выбор ТТ на отходящих присоединениях 10 кВ в виде таблицы 1.7.11 и 1.7.12

Таблица 1.7.11 - Выбор ТТ на отходящее присоединение ТП-1

Условия выбора

Расчетные данные

Паспортные данные

10 кВ

10 кВ

1002 А

1600 А

58,8 кА

81 кА

373,5 кА2с

2187 кА2с

SНГ SНГном

15,1 ВА

60ВА

Тип ТТ

ТОЛ-10

Выбор ТТ на  другие отходящие присоединения производим по аналогии и представляем в таблице 1.30.

Таблица 1.7.12 - Выбор ТТ на отходящих присоединениях

Присоединение

Тип ТТ

IнТТ, А

ТП-2

ТОЛ-10

400

ТП-3

ТОЛ-10

300

ТП-4

ТОЛ-10

200

ТП-5

ТОЛ-10

200

Выбор шинного моста 10 кВ

По условиям рабочего режима определяем две площади сечения шин: экономическое сечение Sэк, при котором обеспечивается минимум суммарных эксплуатационных расходов и минимальное допустимое сечение Sдоп, при котором температура проводника не превышает допустимой при длительной работе.

,                                                                (1.7.16)

где    ,                      (1.7.17)

,

.

Sдоп определяется из условия:

,                                                              (1.7.18)

где Iраб.п/а=1788,9 А – ток послеаварийного режима.

По [7] выбираем двухполосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 100х10 мм, расположенные в вертикальной плоскости с расстоянием 105 мм между фазами.  Sдоп=2х100х10=2000 мм2.

Проверка выбранного сечения по термической   стойкости.

Для соблюдения условий термической стойкости шин необходимо, чтобы проходящий по ним ток к.з. не вызвал повышения температуры сверх допустимой предельной величины.

Минимальное сечение шины по условию термической стойкости:

,                                                                                        (1.7.19)

где Вк=640,3 кА2с– тепловой импульс квадратичного тока;

С – коэффициент, для алюминиевых шинС=90 [2].

.

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости.

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Проверка шин на электродинамическую стойкость сводится к механическому расчету шинной конструкции при к.з.

Моменты инерции и моменты сопротивления полосы и шины в целом определим по формулам:

,                                                                                  (1.7.20)

,

,                                                                                 (1.7.21)

,

,                                                                                 (1.7.22)

,

,                                                                                  (1.7.23)

.

Погонная масса полосы mп=2,692 кг/м, а составной двухполосной шины  m=2mп=5,384 кг/м.

Первая частота собственных колебаний шины:

,                                                               (1.7.24)

где r1=4,73 [4] – параметр первой частоты собственных колебаний шины;

l=1,5 м – длина пролета между опорными изоляторами;

    Е71010 Па – модуль упругости алюминия;

J=1,6710-6 м4 – момент инерции поперечного сечения шины;

m=5,384 кг/м – масса шины на единицу длины.

.

Т. к. полученная частота больше 200 Гц, то динамический коэффициент шины =1

Принимаем, что прокладка установлена только в одном пролете полосы шины.

Частота собственных колебаний полосы шины:

,                                                              (1.7.25)

.

По значению в соответствии с рекомендациями [4] определяем динамический коэффициент полосы шины: =0,98.

Наибольшее напряжение в материале шины от взаимодействия токов разных фаз:

,                                                             (1.7.26)

где =12 в соответствии с [4];

iуд=58,8 кА– ударный ток при к.з. на шинах 10 кВ в максимальном режиме;

     а=1,5 м – расстояние между фазами.

.

Определим коэффициент формы для полосы пакета шин. Для этого вычисляем (ап=2b=210=20 мм), . По кривым [2] находим коэффициент формы: kф=0,4.

Наибольшая электродинамическая нагрузка от взаимодействия полос пакета:

,                                                               (1.7.27)

.

Наибольшее напряжение в материале шины от взаимодействия полос пакета при n=1:

,                                                                              (1.7.28)

Максимальное напряжение в двухполосной шине:

,                                                                        (1.7.29)

.

Временное сопротивление разрыву и допустимое напряжение технического алюминия соответственно в=70 МПа и доп=0,770=49 МПа [4].

Таким образом, при одной прокладке в пролете напряжение в шине значительно превышает допустимое значение.

Устанавливаем три прокладки (n=3, ).

,

 э=1.

,

.

lэ

lэ

lэ

l

Условие выполняется, если число прокладок между полосами пакета шин будет не менее трех.

Схема шинной конструкции показана на рис. 1.7.4.

Рисунок 1.7.4Схема шинной конструкции

Выбор изоляторов

Допустимая нагрузка на изолятор Fдоп принимается равной 60% от минимальной разрушающей нагрузки Fразр, приложенной к головке изолятора, т.е.:  .

Н

h

F

По [3] выбираем изоляторы типа ИО-10-3,75 У3 (рис. 1.7.5).

               Рисунок 1.7.5Изолятор ИО-10-3,75 У3.

Изоляторы имеют внутреннюю заделку арматуры, поэтому расстояние от головки до опасного сечения изолятора Н равно высоте изолятора, т. е. 120 мм.

Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины h=b+0,5b=10+5=15 мм.

Допустимая нагрузка при изгибе изоляторов:

,                                                               (1.7.30)

.

Максимальная нагрузка на изолятор:

,                                                             (1.7.31)

где=1 – коэффициент, [4].

.

Т. к. выполняется условие , изоляторы типа ИО-10-3,75 У3 удовлетворяют условию электродинамической стойкости.

1.8 Выбор аккумуляторных батарей

Оперативный ток на подстанции служит для питания вторичных устройств: оперативных цепей защиты, автоматики и телемеханики, аппаратуры дистанционного управления, аварийной и предупредительной сигнализаций. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освещения и электроснабжения особо ответственных механизмов.

От источников оперативного тока требуется повышенная надежность, их мощность должна быть достаточна для действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях, а напряжение должно отличаться высокой стабильностью.

Наиболее надежными источниками питания оперативных цепей являются аккумуляторные батареи. Их преимущество – независимость от внешних условий, что позволяет обеспечивать работу вторичных устройств даже при полном исчезновении напряжения в основной сети электроустановки. Достоинством аккумуляторных батарей является также способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки, которые возникают при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей.

В соответствии с ПТЭ напряжение на шинах установки постоянного тока принимаем на 5 % выше номинального, то есть 230 В. Аккумуляторные батареи эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда от отдельного выпрямительного устройства.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку. К подзарядному устройству присоединены основные элементы батареи. Добавочные элементы батареи находятся в режиме постоянного подзаряда от отдельного устройства с автоматическим регулированием напряжения.

В качестве подзарядного устройства выбираем четыре выпрямительных зарядно-подзарядных агрегатов с автоматической стабилизацией напряжения. Питание его осуществляется от сети переменного тока 220 В.

Все четыре выпрямительных агрегата работают в режиме постоянного подзаряда герметизированных аккумуляторов.

В настоящее время вместо открытых аккумуляторных батарей для проектируемой подстанции используем герметизированные аккумуляторные батареи типа ШОТ-01-100 с четырьмя зарядно-подзарядными устройствами и распределительным устройством 220 В постоянного тока для питания цепей оперативного тока, аварийного освещения и приборов включения и отключения вакуумных выключателей.

Рисунок 1.8.1  - ШОТ-01 с секционированием, контролем тока подзаряда и четырьмя подзарядными устройствами.

Использование ШОТ-01-100 вместо аккумуляторов типа СК позволяет отказаться от специального помещения для аккумуляторных батарей, помещение для хранения кислот, тамбура перед этими помещениями и приточно-вытяжной принудительной вентиляции, что существенно сказывается на удешевлении строительной части подстанции.

2. Специальная часть. Релейная защита присоединений ГПП.

В сетях электроснабжения для защиты линий, трансформаторов, двигателей, преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.

Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ повреждённого элемента системы электроснабжения, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию, если опасность отсутствует.

К релейной защите применяют следующие основные требования:

а) избирательность (селективность) действия, то есть способность релейной защиты отключать только повреждённый участок электрической цепи;

б) быстродействие, то есть способность защиты отключать повреждённый участок электрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходимости ускорения действия защиты допускается её неизбирательная работа с последующим действием АПВ и АВР;

в) надёжность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;

г) чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежных участках.

При проектировании релейной защиты учитывают наиболее вероятные повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.

В данном дипломном проекте рассмотрена релейная защита силовоготрансформатора.

Основными видами повреждений в трансформаторах и ненормальными режимами работы являются:

  1.  замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных вводах обмоток;
  2.  замыкания в обмотках между витками одной фазы;
  3.  замыкания на землю обмоток или их наружных выводов;
  4.  повреждение магнитопровода трансформаторов, приводящее к появлению местного нагрева и "пожару стали";
  5.  перегрузки;
  6.  понижение уровня масла.

Силовой трансформатор имеет следующие виды защит:

- дифференциальная защита с действием на отключение ввода 110 кВ и ввода 10 кВ;

- двухступенчатая газовая защита трансформатора (I ступень с действием на сигнал; II ступень с действием на отключение трансформатора);

- максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 110 кВ;

Принимаем для защиты трансформатора от токов короткого замыкания МТЗ на стороне низшего и высшего напряжения и газовую защиту от внутренних повреждений. Дополнительной защитой является дифференциальная защита.

Для надежной работы системы электроснабжения одних устройств релейной защиты, как правило, недостаточно. Повышение надежности достигается применением устройств автоматики. На подстанции предусмотрены  следующие устройства автоматики:

  1.  автоматическое      включение      резерва      (АВР)      секционного
    выключателя;
  2.  автоматическая частотная разгрузка (АЧР) на каждой секции шин 10 кВ;
  3.  частотное автоматическое повторное включение (АПВ) 10 кВ;

Устройства автоматического включения резерва (УАВР) предусматриваются на подстанциях, от раздельно работающих секций шин которых получают питание электроприемники I категории по степени надежности электроснабжения. При этом должны соблюдаться следующие требования к устройства АВР (УАВР):

а) УАВР должно выполняться таким образом, чтобы была обеспечена возможность их действия при исчезновении питания потребителей из-за отключения релейной защиты поврежденного рабочего источника питания.

При к. з. на шинах потребителя АВР, как правило, должно быть запрещено:

б) УАВР должно по-возможности обеспечивать такую    продолжительность перерыва питания, при    которой нарушения в технологическом процессе потребителей будут минимальны;

в) УАВР должно производить включение резервного источника только после отключения выключателя рабочего источника питания на вводе к потребителю;

г) действие УАВР не должно    приводить к перегрузке резервного источника питания;

д) УАВР должно    обеспечивать однократность действия;

е) выключатели,    включаемые    УАВР, должны иметь контроль исправности цепи включения.

Устройства автоматической частотной разгрузки (УАЧР) предусматриваются на подстанциях и распределительных пунктах промышленных предприятий для отключения части электроприемников при возникновении дефицита активной мощности в питающей энергосистеме.

На подстанции применяются две основные категории АЧР: АЧРI и АЧРII.

АЧРI — с малым временем действия (0,25—0,5 с), имеющая различные уставки по частоте срабатывания и предназначенная для прекращения снижения частоты в энергосистеме до опасного уровня - 46 Гц;

АЧРII — с единой уставкой по частоте (верхняя граница уставки 49,2 Гц) и различными уставками по времени, предназначенная для подъема частоты после действия АЧРI и предотвращения ее «зависания» на уровне ниже 49—49,2 Гц.

Проектирование АЧР ведется на основании задания энергосистемы, в котором указывается количество категорий и очередей в пределах каждой категории, уставки по частоте (для АЧРI и АЧРII) и по времени (для АЧРII), необходимость выполнения совмещенного действия АЧР, допустимость автоматического повторного включения электроприемников после восстановления нормального уровня частоты (ЧАПВ) с точки зрения надежной и устойчивой работы энергосистемы.

Частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) приемников и потребителей электроэнергии может осуществляться только с разрешения энергосистемы при высокой ответственности электроприемников.

ЧАПВ допустимо на тех присоединениях, внезапное включение которых не может вызвать непредвиденные последствия и опасность для эксплуатационного персонала, самой электроустановки для механизмов, связанных с ней. При подключении на подстанции к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений включать выключатели по условиям работы источников оперативного тока следует поочередно с интервалом не менее 1 с.

Для удобства работы обслуживающего персонала на подстанции применяется следующая звуковая и световая сигнализации:

а) аварийная сигнализация - сигналы об аварийном отключении коммутационных аппаратов;

б) предупреждающая   сигнализация   -   сигналы   о   наступлении ненормального режима в работе агрегатов;

в) сигнализация положения - сигналы о положении коммутационных аппаратов;

г) сигнализация действия защиты;

д) сигнализация действия автоматики.

Аварийное отключение выключателя должно сопровождаться индивидуальным световым сигналом (мигание лампы сигнализации положения «отключено») и звуковым сигналом, общим для всего щита. Схема аварийной сигнализации обеспечивает снятие звукового сигнала с сохранением светового. Звуковой сигнал после его снятия готов к повторению. Для сигнализации с центральным снятием звукового сигнала должно выполнятся условие повторного действия, т.е. допускается возможность получения следующего сигнала до исчезновения (снятия) сигнала на первичном реле. Для обеспечения повторности действия первичные импульсы должны быть кратковременными.

Предупреждающая сигнализация предупреждает персонал о возникновении ненормальных режимов работы. Сигналы подаются от реле, фиксирующих изменение нормального режима (токовые реле перегрузки, газовое реле, контактный термометр, реле контроля изоляции).

Предупреждающий сигнал выполняется (единый для всей электроустановки) звуковым сигналом и индивидуальным (по объектам) световыми сигналами в виде световых табло.

Благодаря наличию в схеме реле импульсной сигнализации сигнализация обладает свойством повторности действия в условиях, когда один ненормальный режим накладывается на другой.

Сигнализация положения выключателей осуществляется с помощью сигнальных ламп. В нормальном режиме предусмотрена сигнализация положения выключателя «Включено» и «Отключено». В этом случае лампа сигнализации положения горит ровным светом. Для сигнализации изменения положения контактных частей выключателя от действия устройств защиты и автоматики происходит мигание ламп сигнализации положения. Схема стоится на принципе несоответствия между положением ключа управления («включено», «отключено») и положением контактных частей выключателя («отключено», «включено»).

Сигнализация действия защиты и автоматики. Действия защиты сопровождается звуковым и световым сигналами аварийного отключения и выпадением флажка указательного реле и соответствующей защиты. Центральным является сигнал «флажок не поднят», который подается от всех сигнальных реле.

Автоматической включение секционного выключателя при срабатывании АВР сопровождается индивидуальным световым сигналом в виде мигания лампы.

Регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) осуществляется при помощи двухпозиционного переключающего устройства без перерыва тока в цепи. Переключения осуществляются на стороне высшего напряжения, что позволяет учитывать условия коммутации ввода меньших значений токов переключаемых витков.

а)  Дифференциальная защита трансформатора

На понижающих трансформаторах мощностью более 6300 кВА рекомендуется к установке продольная дифференциальная защита [1]. Защиту выполняют в трехрелейном исполнении, с использованием дифференциального реле типа ДЗТ-11, имеющего магнитное торможение, что обеспечивает отстройку от периодических токов небаланса, в том числе на трансформаторах с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН).

Дифференциальная защита трансформатора с РПН должна обеспечивать селективное действие при максимальных токах внешнего КЗ и требуемый по ПУЭ коэффициент чувствительности при КЗ в зоне действия защиты и минимальных токах КЗ.

Для выбора тока срабатывания защиты по условиям отстройки от тока небаланса рассматриваются такие режимы, при которых ток небаланса будет наибольшим. Выбор расчетных условий определяется параметрами системы.

Для проверки чувствительности рассматриваются такие режимы, при которых чувствительность будет минимальной.

Выполним расчет защиты согласно методике [6].

Вычисляем номинальные токи сторон :

,                                                           (2.1)

где Sном – номинальная мощность трансформатора;

 Uном – номинальное напряжение стороны.

,

,

Максимальный  ток КЗ на стороне НН, приведенный к стороне ВН:

,   (2.2)

.

Отстройка от броска тока намагничивания, возникающего при включении трансформатора на холостой ход или при восстановлении напряжения после отключения КЗ, а также от переходных токов небаланса при внешних КЗ (Котс=1,3) :

,    (2.3)

.

Отстройка от максимального периодического тока небаланса, возникающего при внешних КЗ.

Составляющие тока небаланса обусловлены  погрешностью трансформатора тока и регулировкой коэффициента трансформации силового трансформатора  после того, как защита была сбалансирована на средних отпайках.

Отстройка от максимального периодического тока небаланса при КЗ на стороне НН:

,  (2.4)

где КЗ = 1.3 – коэффициент запаса по избирательности;

     кодн =1 – учитывает однотипность трансформаторов;

  - относительная полная погрешность ТТ;

 U– относительная погрешность обусловленная РПН, равная   половине диапазона регулирования напряжения.

.

Предварительная проверка по коэффициенту чувствительности при 2х-фазном КЗ на стороне 10 кВ (ток 2х-фазного КЗ на стороне НН, приведенный к стороне ВН – Ik.min СН = 981 А):

,    (2.5)

.

Принимаем к установке защиту с реле ДЗТ-11, поскольку реле РНТ не обеспечивает достаточной надежности.

Для ДЗТ-11 отстройка от броска тока намагничивания по (2.3):

.

Отстройка от максимального периодического тока небаланса при КЗ на стороне НН по (1.158):

.

Рассчитаем уставки для ДЗТ-11. Коэффициенты трансформации ТТ:

- для стороны ВН Кт1= 600/5=120;

- для стороны НН Кт2= 1600/5=320.

Определяются вторичные номинальные токи плеч защиты (на стороне ВН ТТ соединены по схеме треугольника, на сторонах СН и НН – по схеме звезды):

,    (2.6)

,

.

 Сторона с наибольшим вторичным током принимается в качестве основной - сторона НН, что обеспечивает наименьшую погрешность выравнивания для реле ДЗТ-11. Ток срабатывания реле для основной стороны трансформатора:

,    (2.7)

.

Расчетное число витков для основной стороны:

,     (2.8)

где Fcр=100 А – м.д.с. срабатывания реле.

.

Т.к. расчетное число витков оказалось дробным, то принимается значение осн=14.  ближайшее  целое значение 15 не проходит по чувствительности.  Фактический ток срабатывания реле:

,     (2.9)

.

Расчет числа витков для других сторон защиты выбирается по условиям баланса на реле МДС защиты при внешнем КЗ или нормальном режиме, для ВН:

,   (2.10)

,

Для неосновной стороны к установке на реле принимается ближайшее целое значение, что обеспечивает наименьшую погрешность выравнивания. Принимаем неоснВН = 164 витков.

Вычисляем относительную погрешность от неточного выравнивания МДС в реле:

,    (2.11)

,

Находится ток срабатывания защиты с учетом составляющей обусловленной неточностью установки на реле расчетных чисел витков:

,                (2.12)

.

Уточненный ток срабатывания реле:

.

б) Максимальная токовая защита трансформатора.

В качестве резервной защиты трансформатора применяем МТЗ.  Для двухобмоточных трансформаторов защита устанавливается ВН и выполняется в трехрелейном исполнении. Выдержка времени защиты выбирается по условиям согласования с временем действия других защит.

Определим возможность применения МТЗ с выдержкой времени без пуска по напряжению.

Ток срабатывания реле защиты:

,    (2.13)

где кс =2,5 – коэффициент, учитывающий самозапуск двигателей;

     кв – коэффициент возврата, для РТ-40 кв=0,8.

.

Коэффициент чувствительности должен быть больше 1,5 при 2х-фазном КЗ на стороне 10 кВ.

Чувствительность защиты позволяет применить МТЗ без пуска по напряжению.

Поскольку при КЗ на приемных сторонах трансформатора кч> 1.5, то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не устанавливать.

в) Защита от перегрузки.

На стороне 110 кВ устанавливаем защиту от перегрузок действующую на сигнал. Защита отстраивается от номинального тока трансформатора.

,    (2.14)

.

г) Защиты на низкой стороне трансформатора.

На низкой стороне трансформатора устанавливаем МТЗ и защиту от перегрузок. Токи срабатывания этих защит вычисляются соответственно по формулам (1,171) и (1,178).

На стороне НН ток срабатывания МТЗ и чувствительность:

,

.

Ток срабатывания защиты от перегрузок:

д) Защита от однофазных замыканий на землю.

В качестве защиты от однофазных замыканий на землю применяем МТЗ нулевой последовательности от замыканий на землю.

Выбор схем МТЗ нулевой последовательности на стороне с эффективно заземленной нейтралью зависит от типа защищаемого оборудования и схемы подключения объекта на стороне высшего напряжения.

Для трансформаторов МТЗ от замыканий на землю устанавливается на стороне ВН и выполняется одноступенчатой. Защита подключается к трансформатору тока, установленного в нейтрали трансформатора, и действует на отключение с двумя выдержками времени: с первой отключается выключатель ВН, со второй - все выключатели трансформатора.

При выборе тока уставки защиты необходимы его согласование с уставками земляных защит смежных линий и отстройка от тока неполнофазного режима линий или из-за цикла ОАПВ на смежных линиях.

е) Газовая защита трансформатора.

Газовая защита выполнена на основе газовых реле, реагирующих на появление газа и движение масла и применяется для защиты от внутренних повреждений трансформатора («пожара стали», межвитковых замыканий и т.п.), сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

Газовое реле устанавливается в трубе, соединяющей кожух трансформатора с расширителем так, чтобы через него проходили газ и поток масла, устремляющиеся в расширитель при повреждениях в трансформаторе. Газовое реле способно различать степень повреждения в трансформаторе. При малых повреждениях – оно  дает сигнал, прибольших – производит отключение (две ступени газовой защиты).

По своему принципу действия газовая защита может работать не только при повреждениях и опасных ненормальных режимах, но и при появлении в кожухе трансформатора воздуха, при толчках масла, вызванных любой причиной, и механических сотрясениях, имеющих место вследствие вибрации корпуса трансформатора.

Поэтому, для предупреждения неправильного отключения трансформатора отключающая цепь защиты после доливки маска или включения нового трансформатора переводится на сигнал ( на 23 суток) до тех пор, пока не прекратится выделение воздуха, отмечаемое по работе защиты на сигнал.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждений его обмоток и особенно при витковых замыканиях, на которые ДЗТ реагирует только при замыкании большого числа витков, а МТЗ не реагирует совсем. Газовая защита поставляется в комплекте с трансформатором.

Защита трансформатора от перегрева масла выполнена с помощью термосигнализатора, установленного в кожухе трансформатора, и действует на сигнал при превышении температуры масла сверх допустимой.

Защита отходящих присоединений

а) Отходящие  присоединения, питающие РП.

На отходящих  присоединениях, питающих РП, предусматриваем следующие виды защиты:

- токовая отсечка;

- максимальная токовая защита (МТЗ).

Для примера проведем расчет для  отходящей линии 10 кВ к РП 1. Максимальный расчетный ток присоединения Ip.max= 1002А. Ток трехфазного КЗ в конце кабельной линии Iк.max= 23,1 кА. Ток двухфазного КЗ в минимальном режиме Iк.min= 10,79 кА.

Ток срабатывания токовой отсечки:

,    (2.15)

где КЗ = 1.2 – коэффициент запаса по избирательности;

     кс =1 – коэффициент самозапуска двигателей;

ксотс – коэффициент отстройки.

.

Ток срабатывания реле при ксх = 1 и кТ = 320 составит:

,    (2.16)

.

Коэффициент чувствительности защиты :

,    (2.17)

.

Ток срабатывания МТЗ:

,   (2.18)

где кв=0,8 – коэффициент возврата.

.

Ток срабатывания реле составит:

,    (2.19)

.

Коэффициент чувствительности защиты :

,   (2.20)

.

Расчет для остальных отходящих  присоединений проведем по аналогии. Результаты расчетов представим в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Расчет защит отходящих присоединений

Присоединение

Токовая отсечка

МТЗ

Iср.отс, А

Iср.реле, А

Кч

Iср.мтз, А

Iср.реле, А

Кч

РП 1

8300

25,9

1,3

1503

4,7

7,2

РП 2

8300

25,9

1,3

454,5

5,7

23,7

РП 3

8300

25,9

1,3

327

5,5

33,0

РП 4

8300

25,9

1,3

241,5

6,0

44,7

РП 5

8300

25,9

1,3

289,5

7,2

37,3

б) Защита секционного выключателя выполняется с помощью МТЗ

Проведем расчет для  секционного выключателя 10 кВ. Максимальный расчетный ток присоединения Ip.max= 894,5 А. Ток двухфазного КЗ в минимальном режиме Iк.min= 10,79 кА.

Ток срабатывания МТЗ (1.140):

.

Ток срабатывания реле составит:

.

Коэффициент чувствительности защиты:

.

в) Защита сети 10 кВ от однофазных замыканий на землю

Сеть 10 кВ - это сеть с малыми токами замыкания на землю. Следовательно не требуется мгновенного отключения однофазных замыканий на землю. Защита от замыканий на землю подключается к обмотке трансформатора напряжения, соединенной в разомкнутый треугольник и действует на сигнал.

На кабельных линиях отходящих присоединений установлены трансформаторы тока нулевой последовательности типа  ТЗЛ. При возникновении однофазного замыкания на землю защита действует на сигнал.

Релейная защита с использованием микропроцессорных систем

В последнее время широкое распространение получили защиты, выполненные на микропроцессорной технике. Различные фирмы рекомендуют микропроцессорные системы защит типов MTCOM, МРЗС, Siemens, CIPAMи др.

Рассмотрим микропроцессорную систему защиты, выполненную на базе терминалов релейной защиты MTCOM.

На рисунке 2.2 представлена расстановка терминалов защиты силового трансформатора и отходящих присоединений.

Рисунок 2.2 – Расстановка терминалов защитыMTCOM

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем с помощью терминала Р-633 системы MTCOM, которая обладает следующими функциями, позволяющими осуществлять:

- исправную дифференциальную защиту трансформатора повышенной чувствительности;

- защиту от замыканий на землю на стороне высокого напряжения;

- максимальные токовые защиты на стороне низкого напряжения, как дополнительные резервные защиты;

- защиту от перегрузок;

- математическую стабилизацию и сглаживание амплитуд и групп соединения обмоток трансформатора и вторичной обмотки трансформаторов тока;

- трехступенчатую максимальную токовую защиту с независимой выдержкой времени и др.

Таким образом с помощью одного реле Р-633 могут быть обеспечены все требования защиты силового трансформатора.

Представим параметры трансформатора типа ТРДН-115/10,5, схема соединения обмоток Y/Δ.

Таблица 2.2 – Исходные и расчетные данные для выбора параметров защиты

Наименованиевеличины

Расчетные

выражения

Числовые значения для сторон

115 кВ

10,5 кВ

Номинальный токтр-ра

125

1370

Схема соединения обмоток тр-ра

-

Y

Δ

Схема соединенияобмоток тр.тока

-

Y

Y

Коэффициент тр-ции тр-ров тока

-

600/5=120

1600/5=320

Уставка компенсации фазового сдвига

-

Y/Y-0-00

Δ /Y-11-300

Вторичные токи в цепях

защиты соответствующие

мощности тр-ра

1,05 А

4,28 А

Коэффициент коррекции по току

kam

4,76

1,17

Соотносит.ном. ток силового

тр-ра ко вторичнойцепи тр-ров тока

0,21

0,86

Номинальные токи реле со стороны высшего и низшего напряжения приравнивается к номинальному току тр-ра и уставки реле диф. защиты выполняются в долях номинального тока трансформатора.

Для отстройки диф. защиты от токов внешнего кз используется тормозная характеристика реле MTCOM – Р633., где Iторм – среднее арифметические фазных токов сторон высшего и низшего напряжений трансформатора.

Тормозная характеристика имеет 3 участка:

- первый участок имеет настоящий ток срабатывания Id при Iторм= 0. С правой стороны этот участок ограничен линией, характеризующей повреждение при одностороннем питании, проведенной под углом 600 к оси тормозных токов.

- второй участок с регулируемым наклоном m1. Ток начала торможенияIRM1=0,5Id. Так как токи небаланса малы для обеспечения чувствительности примем:

где IREFноминальный ток трансформатора.

- третий участок – с регулируемым наклоном m2. В защите имеется и дифференциальная отсечка Id>>>, срабатывающая независимо от наличия тормозного тока.

Диф. ток:

Тормозной ток:

Участки характеристик срабатывания :

1 участок - участок, на котором торможение отсутствует;

2 участок – участок с коэффициентом торможения m1. Его начало определяется точкой пересечения характеристик «рабочий- дифференциальный ток», это участок малых токов КЗ, где погрешность тр-ров тока минимальная.

3 участок- участок с коэффициентом торможения m2. Его начало определяется уставкой и он действует до конца характеристики. Характеристика заканчивается при токе Id>>>> (ток срабатывания отсечки) при большем токе защита работает без торможения. Ток срабатывания отсечки примем Id>>>>=5Iн тт.

Начальный ток срабатывания. Минимальная уставка для первого участка для реле принимается равной 0,15, тогда:

Принимаем Id>=0,72.

Коэффициент торможения m1определяется как:

где kотс =1,5 – коэффициент отстройки;

– коэффициент, учитывающий погрешность тр-ров тока, принимается равным 10%;

– коэффициент, учитывающий диапазон регулирования трансформатора напряжения  = 16%;

– погрешность по напряжению, принимается равным 1%.

Коэффициент торможения m2:

гдеn=3 для тр-ра с расщепленной обмоткой.

Рисунок 2.3 – Характеристика срабатывания защиты

Благодаря наличию по второй и пятой гармоникам, ток срабатывания защиты может быть выполнен значительно меньшим номинального тока тр-ра. От броско тока намагничивания применяется блокировка по второй гармонике. Блокировка по пятой гармонике предназначена для предотвращения ложной работы диф. защиты от повышенного тока намагничивания при подаче на трансформатор напряжения значительно выше номинального (при перевозбуждении).

При выборе уставок следует исходить из следующих соображений (рекомендаций):

-  уставки выполняются без расчетов;

- реле отградуировано в относительных единицах к базисному току (номинальному току тр-ра). Вторичные токи пересчитываются автоматически исходя из введенных коэффициентов трансформации трансформаторов тока и параметров трансформатора;

- ток срабатывания 1 участка характеристики принимается равным 0,7 номинального тока трансформатора

- коэффициент торможения m1первого участка тормозной характеристики в зоне малых токов принимается равным 0,4;

- ток начала второго участка принимается 1,5 номинального тока;

- коэффициент торможения m2второго участка тормозной характеристики в зоне больших токов принимается равным 1;

- ток блокировки по 2-ой гармонике принимается равным 10%;

- ток блокировки по 5-ой гармонике – 15%;

- группа соединений тр-ра, выравнивание вторичных токов по величине и фазе учитывается програмным путем.

3 Организационно-экономическая часть

3.1 Укрупненный расчет сметной стоимости принятого в проекте          варианта внутренней схемы электроснабжения

Сметная стоимость проектируемой подстанции может быть определена на основе укрупненных показателей стоимости строительства, которые включают стоимость электрооборудования, различных элементов схемы и стоимость строительно-монтажных  работ. Смета является основным документом, по которому определяется стоимость схемы электроснабжения. При ее составлении исходят из схемы и спецификации на электрооборудование. Результаты расчета капитальных затрат представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Результаты расчета сметной стоимости ГПП

Наименование

оборудования

Тип оборудования

n

(км)

Стоимость единицы

оборудования,

тыс. грн/шт.

Полная

стоимость,

тыс. грн

Силовой

трансформатор

ТРДН-25000/110

2

1400

2800

Трансформатор

собственных нужд

ТМ-400/10

2

70

140

Выключатели

ВМТ-110Б-20/1000

2

140

600

BB/TEL-10-25/1600

10

32,00

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110

2

21,43

98,86

ТЗЛ

10

5,6

Разъединители

РНДЗ-110

3

3,5

10,5

Кабельные линии

АСБУ

-

-

25,6

Здание подстанции

-

1

1105

1105

Постоянная

часть затрат

-

-

-

956

Итого

-

-

-

5735,9

В постоянную часть затрат включены общеподстанционный пункт управления, связь и телемеханика, собственные расходы электроэнергии, маслосклад и маслоотстойники, водопровод и канализация, наружное освещение. Эти затраты принимаются 15-20% от суммарных затрат.

Удельные капиталовложения определим по выражению:

,

(3.1)

где  - номинальная мощность установленного трансформатора, кВА;

количество трансформаторов.

грн/кВА.

3.2 Организация и планирование ремонтов и межремонтного                  обслуживания системы электроснабжения

Основной задачей ремонта энергетического оборудования является предупреждение его преждевременного износа и обеспечение его постоянного рабочей готовности. Правильная организация ремонта является важным условием надежной и ритмичной работы предприятия в целом. Современный ремонт основных производственных фондов приводит к наиболее полному их использованию. Рациональная организация ремонта оборудования снижает затраты на ремонт, которые имеют значительный удельный вес в общих затратах не только энергохозяйства, но и всего предприятия [15].

Непрерывная поддержка энергетического оборудования в рабочем состоянии и сохранение всех его эксплуатационных свойств может быть обеспечена организацией его профилактических ремонтов. Принцип плановости профилактических ремонтов (по срокам, содержанию и объему работ) обеспечивается системой планово-предупредительных ремонтов (ППР). Система ППР оборудования и сетей предусматривает следующие работы: текущие ремонты и капитальные ремонты.

В последнее время осмотры подавляющего большинства электрооборудования и сетей производятся дежурным (эксплуатационным) персоналом.

В обязанности дежурного персонала входят:

  1. контроль за состоянием электротехнического оборудования;
  2. ежечасная запись в журнал показаний основных приборов учета, контроля параметров;
  3.  выполнение требований дежурного энергетика по переключению и соблюдению режимов электропотребления;
  4. выполнение требований инструкции, требований пожарной безопасности.

В обязанности ремонтного персонала входят:

    1) обеспечение ремонтных работ в намеченные сроки;

    2) обеспечение ремонта надлежащего качества;

    3) соблюдение режима экономии материальных ресурсов.

Плановая трудоемкость ремонтных работ i-го вида оборудования сетей может быть определена как среднегодовая, исходя из структуры ремонтного цикла оборудования и сетей, по формуле:

,

(3.2)

где и - нормы времени соответственно на капитальный и текущий ремонты на одну ремонтную единицу оборудования и сетей;

и – количество капитальных и текущих ремонтов  в структуре ремонтного цикла;  

- категория сложности ремонта i- го вида оборудования сетей, р.е.;  

– количество оборудования и сетей i- го вида;  

– продолжительность ремонтного цикла, лет.

Общая среднегодовая трудоемкость ремонтных работ суммируется по видам оборудования и сетей. Расчет среднегодовой трудоемкости ремонтных работ представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Расчет среднегодовой трудоемкости ремонтных работ

Наименование оборудования

Тип

оборудования

n

,

лет

р.е./шт.

Структура  ремонтного  цикла

Средне-

годовая

трудоем-кость

Силовой трансформатор

ТРДН-25000/110

2

6

94

1

15

5

5

188

1253

Трансформатор собственных нужд

ТМ-400/10

2

12

13

1

15

3

5

26

65

Разъединители

РНДЗ-110

2

3

3

1

15

2

5

6

50

Выключатели

ВМТ-110Б-20/1000

2

2

3

8

1

15

2

6

114

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110

2

3

1

1

15

2

5

2

17

ТЗЛ

10

3

1,5

1

15

2

5

15

125

Итого

-

-

-

-

-

-

-

-

262

1624

3.3 Организация и планирование труда и заработной платы персонала

3.3.1 Режим труда персонала

Персонал, обслуживающий заводское и цеховое электрохозяйство предприятия принадлежит к вспомогательному и делится на ремонтный (электрослесарь по ремонту) и обслуживающий (электромонтер подстанции).

Совместный труд требует согласованности действий во времени – по часам суток, дням недели и более длительным периодам. Рациональный режим труда и отдыха должен удовлетворять потребности производства, учитывать физиологические возможности человека, его работоспособность и объективную потребность организма в отдыхе. В соответствии с этими требованиями принимаем следующие режимы труда персонала подстанции:

  1.  эксплуатационный персонал работает по непрерывному четырех бригадному графику с продолжительностью смены 12 часов. Выходные определяются следующим образом: после ночной смены отдыхают 48 часов, после дневной смены отдыхают 24 часа.
  2.  ремонтный персонал работает по пятидневной рабочей неделе. Продолжительность рабочего дня – 8 часов. Выходные: суббота и воскресенье.

График сменности  для эксплуатационного персонала представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Месячный график  обслуживающего персонала

Бригада

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

2

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

3

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

4

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

Бригада

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

1

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

3

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

4

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

-

1

2

-

3.3.2 Баланс использования рабочего времени среднесписочного    

рабочего

Баланс использования рабочего времени рабочего рассчитывается для планирования численности персонала, определения номинального, фактического и эффективного фондов рабочего времени и коэффициента использования рабочего времени.

Планируемые потери рабочего времени приняты в пределах, основанных на  статистических данных, приведенных в [15].

Баланс использования рабочего времени  рабочих представлен  в     таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Баланс использования рабочего времени одного рабочего

Элементы баланса рабочего

времени

Ремонтный

 Персонал

Эксплуатационный персонал

дни

Часы

Дни

часы

1

Календарный фонд рабочего времени

365

2920

365

4380

2

Выходные и праздничные дни

120

960

182

2190

3

Номинальный фонд рабочего времени

245

1960

182

2190

4

Невыходы, в том числе:

54

432

41

494

а) отпуска очередные и                 дополнительные;

39

312

29

348

б) отпуска по беременности, родам и учебными отпусками;

7

56

5

60

в) болезни;

7

56

6

72

г) выполнение общественных и государственных обязанностей;

1

8

1

12

5

Фактический фонд рабочего времени

191

1528

151

1698

6

Внутрисменные потери рабочего времени

3

24

2

24

7

Эффективный (полезный) фонд рабочего времени.  

188

1504

149

1794

8

Средняя продолжительность рабочего дня

-

7,87

-

11,8

9

Коэффициент использования рабочего времени  (Ки).     

0,77

0,77

0,82

0,82

3.3.3 Расчет плановой численности персонала

Расчет численности персонала производим на основе трудоемкости ремонтных работ и трудоемкости обслуживания.

Явочную численность эксплуатационного персонала определим по формуле:

,

(3.4)

где – номинальный фонд времени для эксплуатационного персонала;

– коэффициент выполнения норм для эксплуатационного персонала; .

Списочную численность эксплуатационного персонала определим по формуле:

,

(3.5)

где -  коэффициент использования рабочего времени эксплуатационных рабочих.

чел.

Так как на подстанции всего работает 4 бригады, то примем число эксплуатационных рабочих равным  4.

Явочную численность ремонтного персонала определяем по формуле:

,

(3.6)

где   – номинальный фонд рабочего времени ремонтного персонала;

– коэффициент выполнения норм для ремонтного персонала, Кн=1,1.

Списочную численность ремонтного персонала определим по формуле:

,

(3.7)

Принято 1 человек.

Штатный коэффициент определим по формуле:

,

(3.8)

На основании расчетов составляем штатную ведомость (таблица 3.5).

Таблица 3.5 – Штатное расписание рабочих по подстанции

Профессия

Разряд

Часовая

тарифная ставка, грн

Количество человек

по штату

Показатели

премирования

Размер

премий, %

Диспетчер

подстанции

4

9.8

2

бесперебойность электроснабжения, снижение потерь электроэнергии

35

5

11

2

Электрослесарь по ремонту

оборудования

5

11

1

качество и быстрота ремонтов

70

3.3.4 Планирование фонда заработной платы персонала

В соответствии с законодательством по труду в основную заработную плату включают оплату труда работников за выполненную работу, рассчитанную по отдельным расценкам, тарифным ставкам и дополнительным окладам в соответствии с принятыми на предприятии системами оплаты труда.  В основную зарплату входят также надбавки и доплаты к тарифным ставкам и окладам за работу в ночное время, в выходные и праздничные дни, за переработку графика, оплата отпусков и времени, связанного с выполнением государственных и общественных обязанностей.

Поскольку в энергохозяйстве промышленного предприятия повременно-премиальная система оплаты труда, сначала следует определить тарифный фонд зарплаты на основе принятых тарифных ставок.

Средневзвешенную тарифную ставку рабочих определяем по формуле:

,

(3.9)

где – число рабочих i-го разряда по штату, чел.

Для ремонтного персонала:  

грн/час.

Для эксплуатационного  персонала:   

грн/час.

Тарифный годовой фонд заработной платы:

,

(3.10)

где  – средневзвешенная тарифная ставка рабочих, грн;

– фактический фонд рабочего времени, час.

Тарифный годовой фонд заработной платы ремонтного персонала:

грн.

Тарифный годовой фонд заработной платы эксплуатационного персонала:

грн.

Определим размер дополнительной платы.

Доплаты за работу в ночное  и вечернее время определим по формуле:

За ночное время:       

,

(3.11)

За вечернее  время:       

,

(3.12)

где    и – соответственно ночное и вечернее время на одного рабочего в год, принимаем ч/год,    ч/год;

грн;

грн.

Доплату за переработку в праздничные дни

,

(3.14)

где -  количество праздничных часов в году, 240 часов;

грн;

грн.

Премии.

Для эксплуатационного персонал:

,

(3.15)

грн.

Для ремонтного персонала:

,

(3.16)

грн.

Доплата за выполнение государственных обязанностей:

,

(3.17)

где  – количество часов выполнения государственных обязанностей.

Для эксплуатационного персонала:

грн.

Для ремонтного персонала:

грн.

Оплата отпусков.

Для эксплуатационного персонала определяется по формуле 3.18

,

где –  количество дней отпуска.

грн.

Для ремонтного персонала:

,

(3.19)

грн.

Результаты расчета годового фонда заработной платы представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Результаты расчета годового фонда заработной платы

Элементы фонда заработной платы

Фонд заработной платы, грн

Экспл. рабочие

Рем.рабочие

Основная заработная плата

74712

14974

Дополнительная заработная плата

63600

15893

За переработку в ночное время

11446.4

-

За переработку в вечернее время

2869.4

-

За работу в праздничные дни

18816

5280

Премии

30155

10481

За выполнение гос. обязанностей

313.6

132

Отпуск

10989

3298

Фонд оплаты труда (ФОТ)

138312

30867

Среднегодовая заработная плата одного рабочего

34578

30867

Среднемесячная заработная плата одного рабочего

2881

2572

Среднегодовая заработная плата одного рабочего:

,

(3.20)

грн;

грн.

Среднемесячная заработная плата одного рабочего:

,

(3.21)

грн;

грн.

3.4 Планирование годовых эксплуатационных расходов по передаче и распределению  электроэнергии

Эксплуатационные расходы по электрохозяйству промышленного предприятия определяются с целью нахождения составляющей в себестоимости приобретенного кВт·ч электроэнергии, которая формирует удельный расход по ее передаче и распределению внутри предприятия. Они включают затраты на содержание и эксплуатацию электрооборудования, амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт, общепроизводственные и прочие расходы .

3.4.1. Расчет амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления на полное восстановление рассчитывают в соответствии с нормами. Расчет производится по группам основных фондов, которые на стадии проектирования формируются в форме капитальных затрат на электрооборудование, производственные здания и сооружения с учетом стоимости строительно-монтажных работ [16].

Результаты расчета амортизационных отчислений представлены  в таблице 3.7.

Таблица 3.7 – Результаты расчета амортизационных отчислений

Наименование группы

основных фондов

Стоимость,

тыс. грн

Норма амортизации, %

Сумма амортизации,  тыс. грн

Силовые трансформаторы

2906,00

15,00

435,90

РУ-110кВ

403,36

15,00

60,50

РУ-10кВ

747,90

15,00

112,20

Кабельные линии

50,60

5,00

2,53

Здание подстанции

1105,00

5,00

55,20

Прочее

51.14

5,00

2.55

Постоянная часть затрат

1042,00

15,00

156,30

Итого

6255,50

-

830,30

        3.4.2. Расчет затрат на текущий ремонт электрооборудования

Затраты на текущий ремонт электрооборудования подстанции включают основную и дополнительную зарплаты ремонтного персонала, отчисления от заработной платы на социальное страхование, государственное страхование, в фонд занятости населения, затраты на материалы и запчасти, услуги других цехов [16].

Для укрупненных расчетов возможно применение структурного метода определения затрат, приняв долю заработной платы в общей структуре затрат равной 30%. Тогда общая сумма затрат на текущий ремонт определится как:

,

(3.22)

грн.

Отчисления на социальные мероприятия состоят из:

  1.  государственное страхование – 33,2 %;
  2.  социальное страхование – 5,4 %;
  3.  фонд занятости – 2 %.

Результаты расчета затрат на текущий ремонт электрооборудования представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 – Затраты на текущий ремонт электрооборудования

Наименование статей затрат

Структура

затрат, %

Сумма затрат, грн

Основная зарплата ремонтного персонала

30,00

14974

Дополнительная зарплата ремонтного персонала

15893

Отчисления:

на государственное страхование;

9,96

10247

на социальное страхование;

1,62

1666

в фонд занятости.

0,60

617

Материалы и запчасти

35,00

36011

Услуги других цехов

22,82

23479

Итого

100,00

102890

3.4.3. Расчет затрат на содержание  и эксплуатацию электрооборудования

Затраты на содержание и эксплуатацию:

(3.23)

грн.

Результаты расчетов затрат на содержание и эксплуатацию электрооборудования представлены  в таблице 4.9.

Таблица 3.9 – Затраты на содержание и эксплуатацию электрооборудования

Наименование статей затрат

Структура

затрат, %

Сумма затрат, грн

Основная зарплата эксплуатационного  персонала

30,00

74712

Дополнительная зарплата эксплуатационного  персонала

63600

Отчисления:

на государственное страхование;

9,96

45919

на социальное страхование;

1,62

7468

в фонд занятости.

0,60

2766

Материалы и запчасти

20,00

92208

Электроэнергия

21,00

96818

Услуги других цехов

16,82

77546

Итого

100,00

461040

3.4.4. Расчет общепроизводственных расходов

Общепроизводственные расходы включают заработную плату административно-управленческого персонала (АУП) ЦСП (участка), амортизацию зданий и сооружений цеха, содержание зданий и сооружений (в т.ч. текущий ремонт), расходы на охрану труда и техники безопасности, страхование имущества.

Заработную плату АУП цеха с отчислениями рассчитывают в соответствии со штатным расписанием руководителей и специалистов.

Расходы на страхование имущества принимаем в размере 0,15 % от стоимости основных средств (капитальных вложений). Общепроизводственные расходы относятся к косвенным расходам и могут быть приняты в размере          50-100 % от основной заработной платы эксплуатационного и ремонтного персонала:

,

(3.24)

грн.

Расчет общепроизводственных расходов представлен в таблице 3.10.

Таблица 3.10 – Расчет общепроизводственных расходов

Наименование статей расходов

Структура  расходов, %

Затраты по статьям, грн

Содержание административно-управленческого аппарата

49,0

43946

Расходы на страхование имущества

37,2

33363

Охрана труда

7,0

6278

Прочие

6,8

6098

Итого

100,0

89686

3.4.5 Прочие расходы

В прочие расходы включаются денежные затраты на эксплуатацию внутризаводского транспорта, испытания, опыты, исследования, износ малоценного оборудования и быстроизнашивающегося инвентаря.

Принимаем прочие расходы в размере 5 % от суммарных затрат на амортизацию, текущий ремонт и эксплуатацию электрооборудования.

грн.

3.4.6. Смета годовых эксплуатационных расходов

Смета годовых эксплуатационных расходов по системе электроснабжения составляется на основе данных, рассчитанных в предыдущих пунктах.

Результаты расчета представлены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 – Смета годовых эксплуатационных расходов

Наименование статей расходов

Структура  расходов, %

Затраты по статьям, грн

Амортизационные отчисления

54,08

830300

Текущий ремонт

6,70

102890

Содержание и эксплуатация

электрооборудования

30,00

461040

Общепроизводственные расходы

5,84

89686

Прочие расходы

3,33

51143

Итого

100

1535059

3.7 Баланс электроэнергии в СЭС

Баланс электроэнергии по системе электроснабжения промышленного предприятия, цеха (участка) состоит из приходной и расходной статей. Сначала рассчитывают расходную часть баланса, куда входят промышленная и осветительная нагрузки (полезнопотреблённая электроэнергия), потери в сетях 6 кВ и в трансформаторах.

Электропотребление на производственные нужды:

,

(3.25)

где - максимальная расчётная нагрузка подстанции;

- число часов использования максимума нагрузки.

Исходя из практики работы промышленных предприятий, электропотребление на внутреннее и внешнее освещение составляет 45% от суммарного электропотребления, включая потери электроэнергии.

Полезнопотреблённая энергия:

,

(3.25)

      Потери энергии в кабельных линиях:

;

(3.26)

        где - расчетный ток;

- сопротивление кабеля;

- время максимальных потерь.

;

(3.27)

        где ч – число часов использования максимальной нагрузки;

ч.

Потери активной мощности в трансформаторе:

(3.28)

         где - коэффициент загрузки трансформатора, о.е.;

, - активная и реактивная мощности холостого хода трансформатора, кВт, квар;

, -  активная и реактивная мощности короткого замыкания трансформатора, кВт, квар;

N – количество трансформаторов;

- коэффициент изменения потерь.

Принимается - для трансформаторов 110 кВ, - для трансформаторов 10 кВ.

Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-40000/110:

МВтч.

Так как трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, то суммарные потери электроэнергии составят

МВтч.

В таблице 3.11 представлены результаты расчета потерь электроэнергии.

Таблица 3.11  - Расчет суммарных потерь электроэнергии

, МВт·ч

, %

Трансформаторы 110 кВ

1691,4

0,99

ЛЭП

818

0,48

Трансформаторы 10 кВ

2085

1,22

Итого

4594,4

2,69

Покупная энергия:

,

(3.29)

МВтч.

В таблице 3.12 представлен баланс электроэнергии по ГПП.

Таблица 3.12 - Баланс электроэнергии по ГПП

Приходная часть

МВт·ч

Расходная часть

МВт·ч

Покупная электроэнергия,

181662,4

Полезнопотреблённая  электроэнергия

177068

Потери электроэнергии

4594,4

Итого

181662,4

Итого

181662,4

В настоящее время годовая себестоимость потребляемой электроэнергии включает плату за электроэнергию энергосистеме по одноставочному тарифу и годовые эксплуатационные расходы по содержанию электрооборудования.

Годовую плату за электроэнергию с учетом НДС определим по следующему выражению:

(3.30)

        где ставка одноставочного тарифа за 1 активной электроэнергии (0,8 грн/кВт∙ч).

млн.грн

Себестоимость потребленного 1 определяется по формуле:

,

(3.32)

грн/

Результаты расчета сводим в таблицу 3.13.

Таблица 3.13 – Результаты расчёта калькуляции себестоимости

Показатели и статьи расходов

Условные обозначения

Единицы

измерения

Величина

Покупная электроэнергия

МВт∙ч

1881662,4

Максимум нагрузки

кВт

30985

Тариф на электроэнергию

β

коп/кВт∙ч

80

Плата за электроэнергию

млн. грн

145,33

Годовой эксплуатационный расход

млн. грн

1,535

Годовая себестоимость

млн. грн

146,87

Себестоимость потребленного 1 кВт∙ч

Электроэнергии

коп/кВт∙ч

81

3.8 Технико-экономические показатели СЭС

Основные технико-экономические показатели ГПП представлены  в таблице 3.14.

Таблица 3.14 – Технико-экономические показатели ГПП

Показатель

Условное

обозначение

Единица

измерения

Величина

Заявленный максимум нагрузки

кВт

30985

Уровень компенсации реактивной мощности

-

0,30

Покупная электроэнергия

МВт∙ч

181662,4

Потери электроэнергии

То же

МВт∙ч

%

4594,4

2,69

Удельные капвложения

грн/ кВА

114,72

Численность трудящихся:

эксплуатационный персонал;

чел

4

ремонтный персонал.

чел

1

Среднегодовая заработная плата:

эксплуатационного персонала;

грн

30803

ремонтного персонала.

грн

33700

Себестоимость потребленного 1 кВт∙ч

Электроэнергии

коп/кВт∙ч

81

Штатный коэффициент

чел/МВА

0,1

4 Охрана труда и гражданская защита

4.1 Анализ условий труда, опасных и вредных факторов на подстанции.

Подстанция ММК имени Ильича расположена на территории завода и снабжает электроэнергией агломерационное производство. На подстанции имеются действующие электроустановки напряжением 110, 10, 0.4 кВ. Техническая эксплуатация действующих электроустановок подстанции производится электротехническим персоналом в соответствии с ведомственными Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и электрооборудования и Правилами техники безопасности (ПТЭ и ПТБ) [12].

Категория условий труда дежурного персонала относится к легкой в нормальном режиме работы подстанции.

Основное рабочее время дежурный персонал подстанции находится в щитовой.  Круглогодичная температура в щитовой поддерживается в пределах 18-25С при относительной влажности 70 - 30%. Щитовая имеет естественную вентиляцию и водяное отопление, кондиционер. На подстанции предусматривается хозяйственно-питьевой водопровод и хозяйственно-фекальная канализация, подключенная к сети промышленного предприятия.

Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) 110, 10 по  температуре не регламентируются, система отопления не предусматривается, относительная влажность - не более 70%. В закрытых распределительных устройствах предусмотрена система аварийной вытяжной вентиляции.   

Для нормальных условий работы персонала подстанции во всех помещениях предусмотрено искусственное освещение с уровнем освещенности до 150 лк.

Уровни напряжения подстанции: 110, 10 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока - для питания цепей оперативного тока.

Проектируемая подстанция содержит ЗРУ-10 кВ ЗРУ-110 кВ, где установлено высоковольтное оборудование. Помещения подстанции, в которых расположены электроустановки и электрооборудование, относятся к помещениям с повышенной опасностью. Силовые трансформаторы, которые эксплуатируются на открытом воздухе, приравниваются к электроустановкам, эксплуатирующимся в особо опасных помещениях.

На подстанции находятся такие горючие вещества и горючие жидкости.

Силовые трансформаторы, вакуумные выключатели, аккумуляторная батарея, высоковольтные кабели, шкафы КРУ, склады трансформаторного масла имеют высокий уровень пожаро- и взрывоопасности.

Подстанция по пожаро- и взрывоопасности относится к категории B. Степень огнестойкости здания подстанции по СНиП  - II и III степеней.

К опасным и вредным производственным факторам относятся: высокое напряжение, большой ток замыкания на землю, повышенный уровень шума, запыленность, высокая температура электрической дуги, возникающей при работе релейно-контакторной аппаратуры в аварийных ситуациях,  сильные магнитные поля.

Принимаются различные соответствующие меры для уменьшения влияния опасных и вредных факторов.

Во избежание растекания и горения масла при повреждении корпуса трансформаторов, установленных на ОРУ-110 кВ, под ними выполнены маслоотводы и маслоприемник.

В ЗРУ оборудуется аварийная вентиляция для удаления копоти и газа. Средства пожаротушения располагаются в легкодоступных местах.

Кабельные каналы являются пожароопасными объектами и для них устанавливается автоматическая система пожаротушения.

Эксплуатационный и ремонтный персонал при проведении ремонтов оборудования использует электрозащитные средства. Для уменьшения шагового напряжения и напряжения прикосновения предусмотрено  защитное заземление.

К вредным производственным факторам, воздействие которых на человека может привести к заболеваниям или снижению работоспособности, относятся образование кислотных паров в помещениях аккумуляторных батарей, выделение тепла шин распределительных устройств, отсутствие в помещениях естественного света.

4.2 Электрическое освещение

Освещение необходимо для обеспечения безопасности и нормальных условий труда персонала.

Данный расчет проводится для зала 10 кВ с установленными рядами ячеек КРУ. Расчет ведем согласно [18]. Предусматривается использование газоразрядных люминесцентных ламп, располагаемых равномерно. Используем светильники типа ОД (отраженного света)  с лампами ЛБ (лампы дневного света) со световым потоком 4320 лм.

Размеры помещения 30x7x6 м. Высоту подвеса светильников принимаем 5 м.Светильники располагаем как показано на рисунке 4.1. Освещение планируется по зрительному разряду выполняемой работы, по контрасту объекта различения с фоном, от характеристики фона. Для подстанции разряд зрительной работы IVв, нужна средняя точность, контраст объекта различения с фоном - средний. Принимаем норму освещенности рабочих поверхностей ЕНОР = 150 лк [22].

Коэффициент оптимального расстояния от ряда светильников до освещаемой точки определим по формуле:

 (4.1)

где Q - расстояние от точки до проекции светящей линии: Q=1,1 м;

   Н - расстояние от светящей линии до условной плоскости, проходящей через точку - высота подвеса светильника.  Н = 1,5м:

Полученное значение находятся в пределах оптимального значения опт = 0.45  1,1.

На плане намечаем месторасположение контрольных точек (Рисунок 4.1)

Рис. 4.1. Схема расположения светящих линий и контрольных точек. Вид сверху и сбоку.

Расчет люминесцентного освещения производим на ЭВМ. Исходные данные занесены в табл. 4.1.

В результате расчета видно, что для освещения точек необходимо установить 21 светильник. Светильники располагаем сдвоенным рядом. Длина одного светильника равна 1,5м.

Длина сдвоенного ряда светильников рассчитывается по формуле:

,         (4.2)

где р - длина светильника, м;

v - количество светильников, шт.

.

Светильники располагаем сдвоенным рядом с равномерными разрывами.

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета освещения от люминесцентных источников

Наименование параметра

Условное обозначение

Размерность

Численное значение –точка 1

Численное значение –точка 2

Количество частей, на которые условно разделяется "СЛ" относительно от точки

С

шт.

1

1

Расстояние от проекции точки на "СЛ" до ее конца (любого, кроме Нуля)

L

м

27

28,5

Расстояние от проекции точки на условное продолжение "СЛ" (мнимая часть "СЛ") до начала "СЛ"

R

м

0

0

Расстояние от "СЛ" до условной плоскости, проходящей через точку (высота подвеса светильников)

Н

м

1,5

2,5

Угол наклона освещаемой плоскости относительно горизонта (брать от неосвещаемой стороны)

Ш

Град

0

0

Требуемая освещенность в точке

Е

Лк

150

150

Сила света светильника (при Alfa = 0)

XI

242

242

Световой поток светильника

Х2

лм

4320

6048

Расстояние между "СЛ"

Х3

м

0

0

Коэффициент запаса

Х4

-

1,5

1,5

Коэффициент, учитывающий влияние удаленных светильников

Х5

-

1,1

1,1

Длина светящей линии

Х6

м

28

57

Показатели степени формы кривой светораспределения светильника

в поперечной

S

-

0,97

0,97

в продольной

К

-

1,25

1,25

Таблица 4.2 - Параметры зависящие от количества СЛ, освещающих точку

Количество светящих линий («СЛ») расположенных на одинаковом расстоянии от точки

Расстояние от точки до проекции первой «СЛ»

Т[M], шт.

Q[M], м

1

1,1

Таблица 4.3 - Расчет освещения от люминесцентных источников

Наименование параметров

Условное обозначение

Размерность

Величина

Необходимое количество светильников в каждой светящей линии для создания требуемой освещенности в точке

U

шт.

21

  1.  Вентиляция

Вентиляция представляет собой организованный и регулируемый воздухообмен, обеспечивающий удаление из помещения воздуха, загрязненного вредными газами, парами, пылью, а также ухудшающий метеорологические условия в помещении.

В данном подразделе рассчитывается вентиляция помещения с аккумуляторными батареями. Аккумуляторная имеет температуру в пределах 10-23С механическую приточно-вытяжную вентиляция с подогревом приточного воздуха.

В помещении аккумуляторной работающих в режиме постоянного подзаряда вентиляция - приточно-вытяжная, а на время подзарядки аккумуляторов - вентиляция непрерывная , продолжающаяся до двух часов после окончания подзаряда; требуемый объем воздуха V3/час) определяется по формуле:

,                                         (4.3)

где IЗАР - наибольший зарядный ток, IЗАР = 80А;

 n - количество элементов батареи, n = 130.

3/час).

 

4.4 Электробезопасность

4.4.1 Подготовка электротехнического персонала

Подготовка персонала к работе на подстанции осуществляется на основе руководящих указаний по организации работы с энергетическим персоналом служб Главного энергетика предприятия и цеха.

Что касается обучения оперативного, оперативно-ремонтного и ремонтного персонала подстанции, то подготовка по электробезопасности проводится по соответствующим программам для 1-ой, 2-ой, 3-ей, 4-ой и 5-ой квалификационных групп, разработанным на основе нормативных документов.

Дополнительное обучение проводится также непосредственно на рабочем месте, где организуется проверка знаний с учетом занимаемой должности. Результаты проверки знаний регистрируются в журналах установленной формы. Работнику, в случае успешной сдачи экзамена на группу по электробезопасности, присваивается квалификационная группа и выдается  удостоверение на право обслуживания электроустановок, в котором указана категория по электробезопасности, характеристика работ (ремонтные, оперативные, оперативно-ремонтные).

4.4.2 Электротехнические защитные средства

Для обеспечения нормальных условий труда эксплуатационного персонала в соответствии с ПТЭ и ПТБ на подстанции применяются электротехнические средства, указанные в таблице 4.4.  Защитные средства должны проходить проверку на пригодность, при эксплуатации, согласно ПУЭ через определенное  время [12].

Таблица 4.4 - Нормы комплектования электротехническими защитными средствами персонала понижающих подстанций

Средства защиты

Количество

Указатель  напряжения

1 шт

Указатель  напряжения до 1000 В

2 шт

Изолирующие клещи

1 шт

Изолирующие клещи до 1000 В

1 шт

Электроизмерительные клещи до 1000 В

1 шт

Диэлектрические перчатки

2 пары

Диэлектрические галоши

2 пары

Монтажный инструмент с изолирующими рукоятками

1 комплект

Переносное заземление

10 шт

Переносные плакаты и знаки безопасности

4 комплекта

Защитные каски

1 шт на каждого

Респираторы

2 шт

Защитные очки

2 пары

Противогазы

4 шт

4.4.4 Защитное заземление

Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением [17].

Для защиты подстанции используется контурное заземление. Так как на подстанции расположены установки с напряжением выше 1000 В, то расчет заземления ведется по допустимому напряжению прикосновения [20]. Расчет осуществляем по программе OHRANA.EXE. Исходные данные для расчета защитного заземления приведены в таблице 4.5. Расчетные данные приведены в таблице 4.6.

Анализируя полученные результаты, можно выбрать вариант с расстоянием между полосами 6 м, т.к. он при допустимом значении напряжения прикосновения подразумевает значительную экономию металла на изготовление контура заземления из горизонтальных и вертикальных электродов и имеет минимальную площадь при длине электродов 8,5 м.  

Таблица 4.5 –  Исходные данные для расчета защитного заземления

Наименование параметра

Условное     обозначение

Размерность

Величина

Допустимое напряжение прикосновения

U1

В

400

Наибольший ток однофазного короткого замыкания

I

А

5232

Коэффициент сезонности для двухслойного грунта

Z

-

1,5

Удельное   сопротивление слоев грунта

верхний

P0

Омм

100

нижний

P1

Омм

40

Допустимое сопротивление одной опоры

R1

Ом

15

Сопротивление троса на глубине одного пролета

R2

Ом

0,75

Число кабелей с металлическими оболочками в грунте

N1

шт

2

Количество грозозащитных тросов на опоре

N2

шт

2

Количество ВЛ с заземленными тросами

N3

шт

1

Количество заземленных опор на одной ВЛ

M

шт

7

Площадь сетчатого заземления

S

м2

648

Диаметр горизонтальных проводников в сетке

D

м

0,01

Длина вертикальных электродов

L5

м

5

Толщина слоя сезонных изменений грунта

H1

м

1,8

Глубина заложения горизонтального заземлителя сетки

H2

м

0,8

Результаты расчётов представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6 – Расчётные данные защитного заземления

Наименование параметра.

Размерность.

Расстояние между полосами сетки, В1, м.

6

12

18

24

Потенциал заземлителя

U2, В

1550,3

1286,007

1140,904

1062,211

Необх. сопр. всего заземляющего устр-ва

R7, Ом

0,296

0,246

0,218

0,203

Сопротивление естественного заземлителя

R6, Ом

1,092

1,092

1,092

1,092

Сопротивление одной сетки

R9, Ом

0,699

0,542

0,500

0,430

Сопротивление сетки с вертикальными электродами

R10, Ом

0,402

0,315

0,271

0,248

Расчетное сопротивление контура

R3, Ом

0,294

0,245

0,217

0,202

Коэффициенты напряжения

прикосновения

A1

0,297

0,358

0,403

0,433

A2

0,870

0,870

0,870

0,870

Общая длина горизонтальных проводников в сетке

L2, м

829,3

890,897

842,771

943,577

Общая длина вертикальных электродов

L3, м

187

250

304

335

Длина одного электрода

L1, м

5,5

5

8

5

Количество вертикальных проводников в сетке

X, шт

34

50

38

67

Расстояние между вертикальными электродами

C, м

5,363

5,173

7,856

5,368

Суммарная длина горизонт.и вертик. электродов

L4, м

1016,336

1140,897

1146,771

1278,577

Площадь сетчатого заземления

S, м2

2077,78

4181,433

5569,883

8085,766

Анализ результатов расчёта, представленных в таблице 4.6, показывает, что наименьший расход металла в варианте № 1 – 2077,78 м.

4.5  Пожаро- и взрывобезопасность

Категория производства помещений подстанции – B. При строительстве здания подстанции с учетом категории производства применяют строительные материалы и конструкции II степени огнестойкости [21].

ЗРУ  10 и 6 кВ, помещения трансформаторов собственных нужд относят к пожароопасной зоне П - III. К взрывоопасным помещениям на подстанции относится аккумуляторная, которая относится к классу B-Ia. Электродвигатели вентиляции должны быть во взрывозащищенном исполнении с корпусом со степенью защиты не менее IP44. По взрывоопасности места установки силовых трансформаторов относятся к классу B-Ic.

По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями подстанция относится к I группе. Подстанции этой группы оборудуются противопожарным водопроводом высокого давления и необходимой емкостью для хранения противопожарного запаса воды.

Необходимое количество каждого вида огнетушителей n определяется по формуле:

                 (4.4)

где  -площадь помещения, м²;

-предельно защищаемая площадь, м²;

-количество огнетушителей на предельную защищаемую площадь, шт.

Для быстрой локализации очагов загорания в электроустановках  широко применяют первичные средства пожаротушения (ручные огнетушители):

  1.  углекислотные. Типа ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 емкостью соответственно 2, 5, 8 л предназначены для тушения небольших загораний всех видов;
  2.  углекислотно–бромэтиловые огнетушители. Типа ОУБ-7 имеет баллон емкостью 7 л., в котором содержится смесь бромистого этила (97 %) и жидкой углекислоты (3 %). Состав находится под давлением сжатого воздуха (для тушения всех видов);
  3.  порошковый огнетушитель. Типа ОПС-10 в качестве огнегасительного средства используют сухой порошок (углекислая сода). Сосуд, вместимостью 10 л (давление 15 мПа азот дополн.сосуд.);
  4.  огнетушитель химический пенный ОХП-10 (стакан, содержащий смесь сернокислого окисного железа с серной кислотой, корпус огнетушителя заполнен щелочью). В результате химические реакции образуются двуокись углерода и обильная пена, находящаяся под большим давлением газа;
  5.  ручной воздушно-пенный огнетушитель. Типа ОВП-5 и ОВП-10 заряжается 5 % раствором пенообразователя ПО-1 и снабжается дополнительным баллоном со сжатой двуокисью углерода.

Широко применяют первичные средства тушения, к которым относятся водяные и воздушно-пенные пожарные стволы, присоединенные при помощи рукавов к системе пожарного водопровода при помощи кранов, располагаемых в наиболее доступных и безопасных местах здания. В защищаемом помещении должно быть не менее 2 пожарных кранов при длине рукава 10 – 20 м. Рекомендации по оснащению помещений (зданий) цехов переносными огнетушителями представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7 – Рекомендации по оснащению помещений

Категория помещений цеха

(здания)

Предельная защищаемая

площадь, м2

Класс пожара

Пенные и водные

огнетушители емкостью 10л

Порошковые огнетушители емкостью, л

Хладоновые огнетушители

емкостью 2 (3), л

Углекислотные огнетушители емкостью, л

2

5

10

2 (3)

5 (8)

В

400

А

2

-

2

-

-

-

2

Площадь цеха

648

3

3

3

Для сигнализации возникновения пожара устанавливаются автоматические датчики типа ИП-70.

Для автоматического тушения пожара на подстанции применяется установка химического тушения. Тушение пожара производится инертным газом. Для предотвращения пожара при возгорании масла около трансформаторов оборудованы маслосборники. Имеется два пожарных выхода. Тушение пожара в кабельных каналах осуществляется огнетушителями типа БТ-40.

Кабельный подвал отделен от кабельных тоннелей противопожарными дверьми.

4.6  Молниезащита

Для приема электрического разряда молнии и отвода ее токов в землю служат специальные устройства - молниеотводы. На закрытой части подстанции защита от разрядов молний предусматривается наложением на кровлю здания молниезащитной сетки.

Защита от грозовых волн перенапряжения набегающих с ЛЭП осуществляется установкой разрядников [16].

Молниезащита открытой части подстанции выполняется стержневыми молниеотводами. Их число предусматривается равным 2 [19].

Защищаемые объекты - трансформаторы ТДТН - 40000/110 с габаритами 8,3x4,4x6,5 м; порталы высотой 14 м. Размеры ОРУ- 18x36 м.

Расчет производится на ЭВМ. Для расчета зоны действия молниеотводов на ЭВМ определяются следующие величины:

  1.  высота защищаемого объекта , НX = 14 м;
  2.  расстояние между молниеотводами А = 24 м;
  3.  радиус защиты на высоте HX, RX = 10.8м;
  4.  половина ширины зоны защиты в середине между молниеотводами на высоте НX, l = 9 м.

Результаты расчета сведены в таблице 4.8. Зоны защиты показаны на рисунке 4.3.

Таблица 4.8 - Результаты расчета молниезащиты

Наименование параметра

Обозначение

Величина, м

Высота молниеотвода

Н

24.8

Радиус защиты на высоте HX

R0X

10.95

Радиус защиты на уровне земли

R0

37.2

Расстояние от середины линии, соединяющей молниеотводы до края зоны защиты на высоте

НX = 14 м

R0C

9.51

HX = 0 м

R0C

35.76

Рисунок 4.3 – Зоны защиты молниеотвода

4.2.Гражданская защита

Тема задания:”Защита рабочих,служащих (персонала) Аглофабрики ПАО ММК им.Ильича и населения при аварии с выбросом сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ)”.   

4.2.1.Основные положения.

По закону  Украины «О Гражданской обороне Украины»,каждый имеет право на защиту своей жизни и здоровья от последствий аварий, катастроф, пожаров, стихийного бедствия и по треблванию гарантий обеспечения реализации этого права от Кабинета Министров Украины, министерств других центральных органов исполнительной власти, местных госадминистраций, органов местного самоуправления, руководителей предприятий, учреждений и организаций независимо от форм собственности и подчинения.

Государство как гарант этого права создает систему гражданской обороны, цель которой защита населения от опасных последствий аварий и катастроф техногенного, экологичеcкого и военного характера.

 Гражданская  оборона  Украины  является  государственной  системой органов управления, сил и средств, которое создается для организации и  обеспечение защиты населения от следствий чрезвычайных, ситуаций техногенного, экологического, естественного и военного характера.

Мероприятия  гражданской  обороны  распространяются  на   всю территорию Украины, все слои населения, а распределение по объему  и

Ответственностью за их выполнение осуществляется территориально-производственному принципу.

Задачами Гражданской обороны Украины являеться: предупреждение чрезвычайных ситуаций техногенного и естественного характера и ликвидация их последствий;  оповещение населения об угрозе и возникновении чрезвычайных ситуаций в мирное и военное времена и постоянное информирование его об имеющейся обстановке;защита населения от следствий аварий, катастроф, больших пожаров, стихийного бедствия и применение средств поражения; организация жизнеобеспечение населения во время аварий, катастроф, стихийного бедствия и в военное время; создание систем анализа и прогнозирование управления, оповещение и связи, наблюдение и контроля за радиоактивным, химическим и бактериологическим заражениям, поддержание их готовности для постоянного функционирования в чрезвычайных ситуациях мирного и военного времен;подготовка и переподготовка руководящего состава гражданской обороны, ее органов управления и сил, обучение населению умению применять средства индивидуальной защиты и действовать в чрезвычайных ситуациях.

Закон  Украины «О защите населения и территории от чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера» определяет основные мероприятия по защите населения от ЧС:информирование и оповещение;

наблюдение;укрытие в защитных сооружениях;эвакуационные мероприятия;

инженернаязащита;медицинскаязащита;биологическая защита; радиационная и химическая защита.

Закон  Украины «О защите человека от воздействия ионизирующих излучений» определяет,что каждый человек, который проживает или временно находится на территории Украины, имеет право на защиту от влияния ионизирующего излучения. Это право обеспечивается осуществлением комплекса мероприятий по предотвращению влияния ионизирующего излучения на организм человека выше установленных дозовых границ облучения, компенсацией за превышение установленных дозовых границ облучения и возмещением вреда, причиненного вследствие влияния ионизирующего излучения.

Основная дозовая граница индивидуального облучения населения  не должна превышать 1 миллизиверта эффективной дозы облучения за год.

Мероприятия по укрытию людей применяются, если на протяжении первых двух недель после аварии ожидаемая совокупная эффективная доза облучения может превысить 5 миллизивертов.

Временная эвакуация людей осуществляется в случае, если на протяжении первых двух недель после аварии эффективная доза облучения может достичь уровня 50 миллизивертов.  

Йодная профилактика применяется в случае, если ожидаемая поглощенная доза облучения щитовидной железы от накопленного в ней радиоактивного йода может превысить 50 миллигрей для детей или 200 миллигрей для взрослых согласно установленным Министерству здравоохранения Украины регламентами.

СДЯВ – это токсичные-химические вещества, применяющиеся в хозяйственных целях и способные при утечке из разрушенных или поврежденных технологических ёмкостей хранилищ и оборудования ,вызывать массовые поражения людей.                                                                  По своим поражающим свойствам СДЯВ делятся на следующие группы:вещества с преимущественно удушающим действием (хлор,фосген и др.);вещества преимущественно общеядовитого действия (окись углерода, цианистый водород);вещества обладающие удушающим и общеядовитым действием (азотная кислота и окиси азота, сернистый ангидрид,фтористый водород);вещества действующие на генерацию ,проведение и передачу нервного импульса- нейротропные яды (сероуглерод, тетраэтилсвинец и др.);вещества обладающие удушающим и нейтропным действием (амиак гептил, гидрозин и др.);метаболические яды (окись этилена , дихлорэтан и дрю).

 На Украине имееться более 1000 химически опасных объектов народного хозяйства,свыше 600 из них повышенной степени опасности,которые расположены,как правило,в городах.На них вырабатывается,хранится или используется в производственном процессе около 300 тыс.т.СДЯВ. Ежесуточно на железодорожных станциях и участках находится до 15 тыс.ед. подвижного состава с опасными грузами,значительную часть которых состовляют сильнодействующие ядовитые вещества.Это обусловливает возрастание риска возниковения чрезвычайных ситуаций на предприятиях и транспорте.На  территории Донецкой области 145 ХОО из них:1-й степени химической опасности -2(Горловское п/о “Стирол”,базовый склад хлора Верхнекальмиусской фильтровальной станции); 2-й степени химической опасности- 5(Макеевская фильтровальная станция,Енакеевский КХЗ,Горловский химический завод,склад амиака в п.Гранитное);3-йСтепени -65 объектов и 73 некатегорированных химически опасных предприятий. Последствия аварий на ХОО представляют собой совокупность результатов воздействия химического заражения на объекты,население и окружающую среду.В результате аварии складывается аварийная химическая обстановка.Масштаб возможных последствий аварии в значительной степени зависят от типа химически опасный объектов,вида СДЯВ,их свойств, количества и условий хранения,характера аварии,метеоусловий и др.факторов. Главным поражающим фактором при аварии на ХОО являеться химическое заражение,глубина зон которого могут достигать десятков километров.Аварии могут сопровождаться взрывами и пожарами.При авариях на ХОО с высокой степенью пожаровзрывоопасности возникновения зоны заражения СДЯВ сопровождается,как правило,сложной пожарной обстановкой.Воздушное пространство,местность,источники воды,население могут быть заражены СДЯВ в парообразном(газообразном),тонко-и грубодисперсном аэрозольном,капельножидком,жидком и твердом состояниях.

4.2.2.Задание

При аварии на химически опасном объекте,расположенном на расстоянии R=3 км от исследуемого объекта произошло разрушение емкости  с сернистым ангидридом,повлекшее за собой выброс(разлив) Q=100 тонн СДЯВ на подстилающую поверхность свободную.Численность работающей смены(персонала)на момент аварии составила N=750 человек,из них 700 находились в здании,остальные 50 человек-вне здания.Работающая смена(персонал)объекта на 80% обеспечена противогазами.

       Метеоусловия на момент аварии:температура воздуха +20 С,скорость ветра 1 м/с,степень вертикальной устойчивости воздуха инверсия.

        Определить на 4 часов от начала аварии:глубину зоны заражения; площади зон заражения;время подхода зараженного воздуха к объекту; продолжительность поражающего действия СДЯВ;возможные потери людей;зону химического заражения с указанием места расположения исследуемого объекта на      ч с момента начала аварии.

4.2.3.Исследование химической обстановки на объекте.

1.Определение глубины зоны поражения СДЯВ

Эквивалентное количество вещества по первичному облаку определяется по формуле:

QЭ1 = K1·K3·K5· K7·Q0 = 0,11·1,0·0,333·1,0·100 = 3,663 т.                      (4.4)

Эквивалентное количество вещества по вторичному облаку определяется по формуле:

QЭ2 = (1- K1)·K2·K3·K4·K5·K6·K7·Q0 /(h·d),                                            (4.5)

Продолжительность испарения Т определяется по формуле:

                                             (4.6)                К6= Т0.3 = 1,490,3 = 1,127

Тогда

QЭ2 = (1-0,11)·0,049·0,333·1·1·1,127·1·100/(0,05·1,462)= 22,39 т

Полная глубина заражения Г (км), обусловленная воздействием первичного и вторичного облака СДЯВ, определяется:

Г = Г+0,5·Г = 31,61+0,510,29 = 36,755 км.           (4.7)

Глубина зоны заражения первичным облаком СДЯВ Г1=10,29 км;

Глубина зоны заражения вторичным облаком СДЯВ Г2=31,61 км;

Предельно возможное значение глубины зоны заражения определяется из выражения:

Гпр.в = N×V= 4×5 = 20 км                                                                      (4.8)

За окончательную глубину зоны заражения принимаем Г=20 км.

2.Определение площади зоны заражения.

Площадь зоны возможного заражения определяется по формуле:

SB=8,72×10-3×Г2×=8,72·10-3·202·180= 627,84 км2                                (4.9)

Площадь зоны фактического заражения рассчитывается по формуле:

SФ = K8× Г2×N0,2 = 0,081·202·1,32 = 42,77 км2.                                     (4.10)

3.Определение времени подхода зараженного воздуха к обьекта

Время подхода облака СДЯВ к заданному объекту зависит от скорости переноса облака воздушным потоком и определяется по формуле:

t= R/V= 3/5 = 0,6 ч                                                                                (4.11)

4. Определение продолжительности поражающего действия СДЯВ

Продолжительность поражающего действия определяется временем испарения СДЯВ с площади разлива, была нами определена в пункте 3.1:

Т=1,49 ч,или Т=1 ч 29мин.

5. Определение возможных потерь людей.

Возможные потери рабочих, служащих и населения от СДЯВ определяется по П6[58].

При обеспеченности 80% противогазами возможные потери рабочих, служащих и населения составляют: на открытой местности 25%;13 человек; в простейших укрытиях 14%;98 человек.

Всего:111 человек. Структура потерь:25% - легкая степень поражения;28 человека;40% - средняя и тяжелая степень поражения;44 человека;35% - со смертельным исходом;39 человека.

6. Нанесение на план местности зоны химического заражения

Сернистый ангидрид,100т

15.00.20.03

Г

W

Г = 20 км

= 180º

   0

А

Рисунок 4.2.1 – Зона химического заражения.

  1.  4. Защитные мероприятия

Рабочие и служащие,услышав сигнал оповещания, немедленно используют средства индивидуальной защиты- изолирующие и промышленные противогазы,затем выполняют мероприятия,предусмотреные на этот случай специальной инструкцией предприятия(цеха),укрываются в подготовленных убежищах или выходят из зоны заражения.При объявлении непосредственным руководителем работ решения об эвакуации обязаны явиться на сборные эвакуационные пункты объекта.Лица,входящие в состав невоенизированных формирований гражданской обороны,прибывают на пункт сбора формирования и участвуют в локализаци и ликвидации очага химического заражения.Лица,получившие незначительные поражения обращаются в медицинские учреждения для определения степени поражения и проведения профилактических мероприятий.Во всех случаях вход в производственные здания,подвалы и другие помещения разрешаются только после контрольной проверки содержания СДЯВ по решению непосредственного руководителя работ по ликвидации последствий аварий.

Действия руководителей ОХ в ЧС приведены в приложении А


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

82368. Расчёт и проектирование двуступенчатого редуктора 53.88 KB
  Кинематическая схема привода. Определение мощности на ведущем валу и выбор электродвигателя. Определение общего передаточного числа. Основные параметры передачи. Выбор материалов. Допускаемые напряжения. Определение межосевого расстояния и расчёт тихоходной ступени. Геометрические параметры передачи.
82369. ПРОЕКТУВАННЯ КАРКАСНОЇ ДЕРЕВ’ЯНОЇ БУДІВЛІ 921.5 KB
  Мета курсового проекту – практично застосувати знання, які отримані при вивченні теоретичного курсу, оволодіти вмінням конструювати складові каркаса будівлі з використанням деревини, деревинних плитних матеріалів і пластмас.
82370. Бизнес план: Автотранспортного предприятия. ООО«Сибирь» 162.34 KB
  Сумма оплат за перевезенные тонны и выполненные тоннокилометры составляет сдельный фонд зарплаты водителей Участие водителей в ТО и ремонте оплачивается в соответствии с присвоенным им квалификационным разрядам ремонтных рабочих обычно по четвертому разряду где руб.
82371. Психология аномального развития 575 KB
  Проблемы эмоционального развития детей. Постоянное увеличение детей с нарушениями развития особо выделяет проблему изучения данной категории детей. Необходимо отметить что клинико-психолого-педагогическая картина развития детей с ограниченными возможностями сложна и многообразна.
82373. Modern Global Ecological Problems (Современные глобальные экологические проблемы) 53 KB
  Environmental pollution is one of the biggest problems the world faces today. It is an issue that troubles us economically, physically and everyday of our lives. The contamination of the environment is also being linked to some of the diseases that are around currently. Yet, most people do not know about this problem.
82374. Сертификация програмных средств 324.18 KB
  В современном мире разработка программного обеспечения является одной из важнейших индустрий. Это обусловлено тем, что все промышленные отрасли, а также бизнес-процессы автоматизированы. Спрос на такие средства стремительно возрастает, параллельно увеличивается и уровень требований, предъявляемых к ним.
82375. Реклама в деловой речи. Правила оформления документов. Речевой этикет документа 57 KB
  Многие компании стремятся представить в рамках Public Relations престижную рекламу, цель которой - сформировать солидный образ фирмы в сознании широкого круга людей, вне зависимости от того, являются они потенциальными клиентами или нет.
82376. Массовая культура и ее функции 43.27 KB
  Массовая культура (масскультура, поп-культура) - важнейшее социальное явление современного общества. Ее продукты, начиная от серийно изготовленных вещей и предоставляемых услуг и заканчивая шлягерами, бестселлерами, блок-бастерами, вошли в повседневную жизнь людей.