Электроснабжение автомобильного завода

руб./год;

У — ущерб, руб./год.

Первый вариант.

Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с

алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм2 Kкк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.

Амортизационные отчисления согласно [8]:

[pic];

где а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств

до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

[pic]

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в

соответствии с [3], 1/год;

?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением

110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с

[3], 1/год;

?кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее

длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;

?тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110

кВ в соответствии с [3], 1/год.

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

[pic], (5.1.4)

где ?i — параметр потока отказов одного элемента системы

электроснабжения, 1/год;

Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,

ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:

[pic]лет.

3. Коэффициент планового простоя одной линии:

КП=1,2·КПi.max,

(5.1.5)

где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,

Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

Ка=?а·Тв (5.1.6)

Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.

5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для

планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;

(5.1.7)

К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;

(5.1.8)

К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5

о.е.

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)

Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)

Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·?w', (5.1.11)

где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска

электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;

?w',— среднегодовая аварийно недоопущенная

электроэнергия, кВт-ч/год;

[pic]

(5.1.12)

[pic]кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И2=[pic]руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул

(5.1.1)-(5.1.12).

?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Тв=[pic]лет;

Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;

Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.;

так как K1 n > Т2В, то

К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10

-3)=5,323·10 -6 о.е.;

Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.

Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;

[pic]кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР

сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания

|Вариант|К;, |Иi, |Уi,руб/го|3i, |

| |руб. |руб./год |д |руб./год |

|Первый |58840 |5530 |41685 |54275,8 |

|Второй |99200 |9324,8 |5326 |26554,8 |

Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты

представлены на рисунке 6.

Блок «линия-трансформатор»

Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.

Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то

на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна

обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения

повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна

снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту

2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так

как Sср.кв0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки

К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и

среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.

К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000

удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания,

то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП.

При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что

допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2],

производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода

проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.

Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых

назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как

в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и

возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например,

когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия

проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к

коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой

принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём

условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение,

полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и

более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на

динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим

автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую

стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

[pic]А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.

Экономическое сечение провода:

[pic]

(5.3.2)

где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых

проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до

5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

[pic]

Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в

зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на

высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП,

а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости

проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой

эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором

возникает общая корона при хорошей погоде:

[pic] (5.3.3)

где d — расчётный диаметр витого провода, см;

Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.

Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае

необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5

м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

[pic]

Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки

АС сечением Fp=70 мм2.

«23

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не

производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих

АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется

после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных

подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и

синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница

отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110

=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН

ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим

потерю напряжения в ЛЭП

[pic] (5.3.4)

где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;

г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины,

Ом/км;

1 — длина проводов, км;

?U% — расчётные потери напряжения, %.

[pic]

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым

током

1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на

ГБП в ре

жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём

электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции

(КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии

электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].

6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения

Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного)

лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной

мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического

расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда

нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР

принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение

вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:

[pic]

(6.1.1)

где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

[pic]— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С

использованием данных пункта 2.1 получим, что

[pic][pic]5642 кВА [pic]

Тогда[pic]=[pic]40%

Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём

расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении

до [pic]1000 В по формулам:

[pic]

(6.2.1)

[pic]

(6.2.2)

[pic]

(6.2.3)

[pic]

(6.2.4)

Пример расчёта для цеха №1:

коэффициент максимума: Км = [pic]

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]кВт;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]989 кВт;

средняя полная нагрузка этого цеха: [pic]1735 кВА

Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,

Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

| | | | | | | | | |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |

|цеха| | | |КИ | |т |р | |

|1 |1724,8 |1196,8 |0,85 |0,7 |1,21 |1425,5|989 |1735 |

|6 кВ|1071 |-514,08|0,85 |0,7 |1,21 |885 |-424,9 |981,7 |

|2 |1365,8 |1299,2 |0,7 |0,7 |1 |1365,8|1299,2 |1885 |

|3 |861,4 |881,6 |0,4 |0,3 |1,33 |647,7 |662,9 |922,8 |

|6 кВ|400 |248 |0,4 |0,3 |1,33 |300,8 |186,5 |353,9 |

|4 |560,4 |633,6 |0,5 |0,4 |1,25 |448,3 |506,9 |676,7 |

|5 |405,6 |375 |0,7 |0,7 |1 |405,6 |375 |552,4 |

|6 |148,6 |189,1 |0,5 |0,4 |1,25 |118,9 |151,3 |552,4 |

|продолжение таблицы№7 |

| | | | | | | | | |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |

|7 |52,1 |38 |0,4 |0,3 |1,33 |39,2 |28,6 |48,5 |

|8 |121,8 |92,4 |0,5 |0,4 |1,25 |97,4 |73,9 |122,3 |

|9 |176,5 |158,3 |0,5 |0,4 |1,25 |141,2 |126,6 |189,7 |

|10 |785 |947,7 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,8 |1025,4 |

|6 кВ|780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |

|11 |817,7 |1004,2 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,6 |1025,4 |

|6кВ |780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |

|12 |307,2 |389 |0,5 |0,4 |1,25 |245,8 |311,2 |396,6 |

|13 |538 |568,8 |0,6 |0,5 |1,2 |448,3 |473,8 |652,3 |

|14 |34,8 |25,3 |0,4 |0,3 |1,33 |26,2 |19 |32,4 |

|15 |62,9 |46,4 |0,4 |0,3 |1,33 |47,3 |34,8 |58,7 |

|16 |74 |51,7 |0,5 |0,4 |1,25 |59,2 |41,46 |72,2 |

|17 |9,8 |5,9 |0,4 |0,3 |1,33 |7,4 |4,4 |8,6 |

|18 |99 |59,4 |0,5 |0,4 |1,25 |79,2 |47,5 |92,4 |

|19 |313,9 |275,2 |0,5 |0,4 |1,25 |251,1 |220,2 |334 |

|20 |336,9 |352,8 |0,6 |0,5 |1,2 |280,8 |294 |406,6 |

|21 |50,5 |50,3 |0,3 |0,2 |1,5 |33,7 |33,5 |47,5 |

|22 |2560 |-1240 |0,8 |0,7 |1,14 |2245,6|-1087,7|2495,2 |

б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия

Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются

только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении

следующего условия:

[pic];

где QЭ— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть

потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть

синхронными

двигателями, квар;

Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

QЭ+QСД=4259,8+1754,08=6049,88квар>QА=2750,88квар.

Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК

будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК

не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность

нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Веилчина

мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:

[pic];

(6.3.2)

где QMI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;

QM?–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

QКУ=4893,7 квар; QM?=8285,92 квар.

Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных

значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в таблице

8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В заключении

делаем следующую проверку:

[pic]

(6.3.3)

[pic][pic] Условие (6.3.3) выполняется.

6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Выбор проводится в следующей последовательности;

1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются

двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ??? категории и

общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются

однотрансформаторные КТП.

2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с

учётом БСК

[pic]

3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi1500 кВА, то рассчитывается плотность

нагрузки: [pic] кВА/м2. Если 0,3>?i>0,2 кВА/м2, то SMAX.ТР=1600 кВА,если же

pi>0,3 кВА/м2, то Smax.TР=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии,

что в цехе установлена одна КТП: Sтi = [pic] , где ?=0,7 при N=2 и

? =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП N ктп и стандартные мощности их

тpaнcфopмaтpoв .ST CT- Если STi1000А Ед=1,6 В/м.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами

проводников в месте КЗ.

[pic]

Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.

[pic]>1000А, следовательно ЕД=1,6 В/мм.

Тогда сопротивление дуги [pic]

Суммарное активное сопротивление будет равно:

[pic];

Полное сопротивление цепи КЗ: [pic]

Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:

[pic];

[pic]; [pic]

Ударный ток в точке К-5 равен: [pic].

Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14

|K-1 |8,91 |7,71 |0,05 |1,8 |22,68 |

|K-2 |9,91 |8,58 |0,12 |1,92 |26,9 |

|K-3 |9,15 |7,92 |0,12 |1,92 |24,77 |

|K-4 |8,55 |7,4 |0,12 |1,92 |23,21 |

|K-5 |9,85 |– |0,0039 |1,079 |15,03 |

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1. Выбор аппаратов напряжением 11О кВ

Выберем выключатель 110 кВ.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранного

выключателя:

1. проверка на электродинамическую стойкость:

1.1. по предельному периодическому току;

1.2. по ударному току КЗ;

2. проверка на включающую способность:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на отключающую способность:

3.1. номинальному периодическому току отключения;

3.2. номинальному апериодическому току отключения;

4. проверка на термическую стойкость.

Расчётные данные сети:

расчётный ток послеаварийного режима IР=78А был найден в пункте 5.3. по

формуле(5.3.1);

расчётное время:

?=tрз+tсв, (8.1.1)

где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся

минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности

tp3=0,01, с;

tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока

неизвестно); действующее значение периодической составляющей начального

тока короткого замыкания 1по=8,91 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения

контактов выключателя Iп? вследствие неизменности во времени тока КЗ

принимается равной периодической составляющей начального тока З:

Iп?=Iп0=8,91 кА;

апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов

выключателя определяется по выражению:

iа?=[pic] (8.1.2)

и будет определено позже;

расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической

составляющей полного тока КЗ:

[pic]

(8.1.3)

расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

[pic] (8.1.4)

будет также определён позже.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-

20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; IHOM=1000

A; Iн откл= 20 кА; ?=25%; i пр скв= 52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл= 52 кА;

Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tT=3 с; tCB=0,05 с. Определим оставшиеся

характеристики сети: Расчётное время по формуле (8.1.1): ?=tp3 +

tCB=0,01+0,05=0,06 с;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения

контактов выключателя по формуле (8.1.2): iа?=[pic]

Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): [pic];

Расчётный импульс квадратичного тока КЗ по формуле (8.1.4): [pic]

Расчётные данные выбранного выключателя:

проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока

КЗ: [pic] (8.1.5)

проверка по термической стойкости:

BK=IT2·tT (8.1.6)

Вк=202·3=1200 кА2·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.

Выберем разъединитель 110 кВ.

Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного разъединителя:

1. проверка на электродинамическую стойкость;

2. проверка на термическую стойкость.

Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-

104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными:

ином=110 кВ; 1НОМ=1000 А; 1,1рскв= =80 кА; 1Т=31,5 кА; tT=4 с.

Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость:

BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.

Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 15.

Таблица 15. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

| | | |ь |

|Uсети?Uном |110 |110 |110 |

|Iр?Iном |78 |1000 |1000 |

|Iпо?Iпр скв |8,91 |20кА |– |

|Iуд?iпр скв |22.68 |52 |– |

|Iп0?Iн.вкл |8,91 |52 |– |

|iуд?iн.вкл |22,68 |52 |80 |

|Iп??Iн.откл |8,91 |20 |– |

|[pic]?[pic] |16,34 |35,25 |– |

|Вк < IT2'·tT |8.73 кА2·с |1200 кА2·с |3969 кА2·с |

8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать

перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.

Расчётный ток вторичной обмотки трансформаторов ППЭ:

[pic]

Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UHOM=6 кВ,

Iном=1600 А, Iн.откл =31,5 кА, iпр.скв=81 кА; тип выключателя ВК-10.

Выберем вводные выключатели 6 кВ.

Расчётные данные сети:

расчетный ток послеаварийного режима 1Р= 1360,18 А;

расчётное время ?=tp3 + tCB=0,0 1+0,05=0,06 с;

действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ

Iп0=9,91кА было рассчитано в пункте 7.2.;

периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения

контактов выключателя Iп?=Iп0=9,91кА

апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов

выключателя: iа?=[pic]

расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической

составляю-

щей полного тока КЗ: [pic]кА;

расчётный импульс квадратичного тока КЗ: [pic]

Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными

данными: Uном=10кВ; Iном=1600А; Iн.откл=31,5кА;?=25%;

iпр.скв=80кА; Iпр.скв=31,5кА; iн.вкл=80кА; Iн.вкл=31,5кА; IТ=31,5кА;

tт=4с;tсв=0,05с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей

полного тока КЗ:

[pic]кА;

проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2 ·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ.

Расчётные данные сети:

расчетный ток послеаварийного режима: [pic][pic]

расчётное время ?=tрз+tсв= 0,3 1+0,05=0,36 с;

остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.

Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными

данными: Uном=10 кВ; Iном =630 А; Iн.откл =20 кА; ?=20%; inp.скв=52 кА;

Iпр.скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл =20 кА; IТ=20 кА; tT=4 с; tCB=0,05 с.

Расчётные данные выбранного выключателя:

[pic]кА;

BK=IT2·tT=202·4=1600 кА2·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Таблица 16. Выбор выключателей 6 кВ.

|Uсети?Uном |6кВ |10кВ |6кВ |10кВ |

|Iр?Iном |1360А |1600А |94,6А |630А |

|Iпо?Iпр скв |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |

|iуд?iпр скв |26,9кА |80кА |26,9кА |52кА |

|Iп0?Iн.вкл |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |

|Iуд?iн.вкл |26,9кА |80кА |26,9кА |52кА |

|Iп??Iн.откл |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |

|[pic]?[pic] |22,5кА |53,46кА |22,5кА |33,94кА |

|Вк < IT2'·tT |17,67кА2·с|3969 кА2·с|17,67 кА2·с|1600 |

| | | | |кА2·с |

Выберем трансформаторы тока. Условия их выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранных

трансформаторов:

1. проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);

2. проверка на термическую стойкость;

3. проверка по нагрузке вторичных цепей.

Расчётные данные сети:

расчётный ток 1Р= 1360 А;

ударный ток КЗ iуд=26,9 кА;

расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=17,67 кА2-с.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа

ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными: UHOM=10 кВ; IHOM=1500 A; Z2H=1,2

Ом; 1Т=35 кА; tT=3 с.

Расчётные данные выбранного трансформатора тока:

так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на

электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической

стойкости: BK=IT2·tT=352·3=3675 кА2·с.

[pic]

Рисунок 12. Схема соединения приборов

Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на

разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы

заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной

цепи не превышала номинальной: z2н.>z2 . Перечень приборов во вторичной

цепи ТТ приведён в таблице 17, схема их соединения — на рисунке 12.

Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТТ

|Наименование |Количеств|Мощность фаз, ВА |

| |о | |

| | |А |В |С |

|Амперметр Э335 |1 |0,5 |— |— |

|Ваттметр ДЗ 35 |1 |0,5 |— |0,5 |

|Варметр Д335 |1 |0,5 |— |0,5. |

|Счётчик активной мощности |1 |2,5 |— |2,5 |

|Счетчик реактивной мощности |2 |2,5 |— |2,5 |

|Итого: |6 |9 |— |8,5 |

Наиболее нагруженной является фаза А. Общее проводов сопротивление

приборов:

[pic] (8.2.1)

где Sприб — мощность приборов, ВА;

I2ном — вторичный ток трансформатора тока, А.

[pic] Ом

Допустимое сопротивление:

rпров=z2н-rпиб -rконт=1,2-0,36-0,1=0,74Ом.

Минимальное сечение проводов: [pic]

р=О,0286 — удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;

lрасч=50 — расчётная длина проводов согласно [3], м.

[pic]мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм , тогда

[pic]Ом.

Полное расчётное сопротивление:

r2расч =rприб + rпров + rконт=0,36 + 0,57 + 0,1 = 1,03 ОМ.

Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 18.

Таблица 18. Выбор трансформаторов тока

|Условие выбора (проверки) |Расчётные |Каталожные данные |

| |данные | |

|U сети — U ном |6кВ |10 кВ |

|Ip

Fрасч=1193,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы на ПГВ.

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному

току и проверяются на механическую прочность.

Расчётный ток 1Р= 1360 А. был определён ранее в пункте 8.2.

Расчётное усилие на изгиб:

[pic] (8.2.11)

[pic]Н.

Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП-ДО/1600-1250УХЛ1 со следующими

каталожными данными: UHOM=10 кВ; Iном=1600 A; Fpaзp=1250 H.

Допустимая нагрузка: Fдоп=0,6·Fразр=0,6-1250=750 Н.

Так как Fдоп=750 Н > Fрасч=596,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой

нагрузке.

Выберем выключатель нагрузки. Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

1. проверка на отключающую способность;

2. проверка на электродинамическую стойкость:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на термическую стойкость (если требуется).

Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:

1. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с

вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;

2. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями независимо

от их номинального тока и типа, — по термической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как

имеется последовательно включенный предохранитель.

Расчётные данные сети:

Расчётный ток послеаварийного режима IР= 94,6 А был определён ранее при

выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ 1по=9,91

кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-400 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно

[8] — выключатель нагрузки типа ВН-11.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем

выключатель нагрузки ВВЭ-10-20-630-УЗ со следующими параметрами:

Uном=10кВ; Iном=630 А; Iн,откл =20 кА, inр.скв =52кА; Iпр.скв=20кА;

IТ=20кА; tT=3с. 1п0=9,91 кА < I пр.скв=20 кА;

iyд=26,6 кА < iпр скв =52 кА;

Iр =94,6А 2, что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется

торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

[pic]

(10,2,8)

[pic]

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

[pic]

Рабочая МДС реле:

[pic]

(10.2.9)

Fраб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:

FТОР=IТОР·WТОР,

(10.2.10)

FТОР=2,1·7=14,7 A.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически

определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=100 A. Тогда коэффициент

чувствительности:

[pic]

(10.2.11)

[pic]>1,5;что удовлетворяет условиям.

10. 3. Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе

защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для

выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам

трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты

трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин

секций распределительных устройств низшего и среднего напряже-

ний, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на

стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных

трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле

присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в

треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые

цепи дифференциальной защиты не допускается.

Расчёт МТЗ.

Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.

[pic] (10.3.1)

где Ко =1,2—коэффициент отстройки реле;

Кв=0,85—коэффициент возврата реле РТ-40;

Ксз=2,3—коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;

[pic]

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

[pic] (10.3.2)

[pic]

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

[pic] (10.3.4)

[pic]

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

[pic] (10.3.5)

[pic]

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

[pic] (10.3.6)

[pic]

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

[pic]

(10.3.7)

[pic]

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

[pic],

[pic]

чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.

10.4. Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением

нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных

электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на

шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в

питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле

максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в

нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

10.5. Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных

перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов

перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на

каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой

защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска

или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого

трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Расчёт тока срабатывания от перегрузки.

ток срабатывания от перегрузки равен:

[pic] (10.5.1)

где kотс=1,05, для реле РТ-40.

Kв=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40

[pic]

ток срабатывания реле равен:

[pic]

(10.5.2)

[pic]

11. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала

при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся

заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но

которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление

позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ГПП.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего

устройства. В данном случае заземляющее устройство используется

одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и

изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивление растекания R3 для

установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3 < 0,5 Ом, а для установок

выше 1000 В с изолированной нейтралью R3<[pic], но не более 10 Ом. Из двух

сопротивлений выбираем наименьшее, то есть R, < 0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи. Так

как данных о естественных заземлителях нет, то Rи=Rз=0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться

групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки

диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и

долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки

погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В

качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4x40

мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем

её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов

осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя

равен р=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между

электродами:

[pic] (11.1)

где nв=60 — предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/1= 1,9/5=0,38, тогда из [12] коэффициент использования

вертикальных электродов Ки верт=0,29.

Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для

горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов

Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой.

Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

?расч.верт=Кс.в·?о

(11.2)

где Кс.в=1,3 — коэффициент сезонности для вертикальных электродов и

климатической зоны 2 согласно [12];

?о=40 — удельное сопротивление грунта для глины, Ом-м.

Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

?расч.гор=Кс.в·?о

(11.3)

где Кс.г=3 — коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и

климатической зоны 2 согласно [12];

?расч.верт=1,3·40=52 Ом·м; ?расч.гор=3·40=:120 Ом·м.

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

[pic] (11.4)

где 1=5 — длина вертикального электрода, м;

d=14-10-3 —диаметр электрода, м;

t=3,2 — расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;

[pic]

Определим примерное число вертикальных электродов п„ при предварительно

принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29:

[pic],принимаем nв=80.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:

[pic] (11.6)

где l=114 — длина горизонтального электрода, м;

t=3,2 — глубина заложения , м;

d3 — эквивалентный диаметр электрода, м; d3=0,5·b=0,5·0,04=0,02

м;

[pic]

Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки.верт=0,276;

Ки.гор =0,161, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом

проводимости горизонтального электрода:

[pic], (11.7)

[pic], принимаем nву=81.

[pic]100%= 1,25 %, отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число

вертикальных электродов — 81.

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения

напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем

выравнивающую сетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с

контурным заземлителем представлен на рисунке

[pic]

Рисунок 21. Заземление ПГВ

Охрана труда

Раздел 1

1 Повышенное значение тока и напряжения в электрической цепи

Для персонала электрохозяйств важнейшим вопросом охраны труда является

электробезопасность представляющая собой систему организационных и

технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного

и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги,

электромагнитного поля и статического электричества (ГОСТ 12.1.009-76

ССБТ).

К числу опасных и вредных факторов ГОСТ 12.01.003-74 ССБТ относятся

повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой

может произойти через тело человека, повышенный уровень статического

электричества, электромагнитных излучений, повышенную напряжённость

электрического и магнитного полей. Электрический ток и электрическая дуга

могут вызвать повреждение организма-электротравму.

Возникновение электрической цепи через тело человека возможно в

случаях:

а) однофазного прикосновения неизолированного от земли человека к одной

фазе электроустановки, находящейся под напряжением;

б) двухфазного прикосновения человека к двум фазам электроустановки,

находящейся под напряжением;

в) приближение на опасное расстояние человека к неизолированным

токоведущим частям электроустановки, находящейся под напряжением, в

результате искрового разряда через человека;

г) прикосновение человека неизолированного от земли к металлическим

корпусам электрооборудования оказавшегося под напряжением;

д.) включение человека, находящегося в зоне растекания тока замыкания

на землю, на “Напряжение шага’’.

е.) воздействие атмосферного электричества при грозовых разрядах.

ж.) прикосновения к накопителям электрической энергии отключенным от

питающей сети (БСК, кабельные или воздушные линии, дугогасящие катушки.

Электрический ток в теле человека обуславливает преобразование

поглощённой организмом электрической энергии в другие виды и производит

термическое, электролитическое, механическое и биологическое дейсвие.

Наиболее опасным видом электротравмы является электрический

удар–поражение организма, при котором наблюдаются явления паралича мышц

опорно-двигатетельного аппарата, мышц грудной клетки, мышц желудочков

сердца.

Различают три ступени воздействия тока при прохождении через организм

человека : ощутимый ток –вызывающий ощутимые раздражения; неотпускающий

ток–вызывающий непреодолимые судорожные сокращения мышцруки в которой зажат

проводник; фибриляционный ток –вызывающий фибриляцию сердца.

Их наименьшие значения называются пороговыми. Так на пример переменный

ток промышленной частоты 50Гц имеет пороговые значения: 2мА –ощутимый,

10–15мА –неотпускающий; 100мА– фибриляционный. Ток более 5А вызывает

паралич сердца, удушье и тяжёлый ожёг. Основными критериями

электробезопасности в промышленных установках являются:

1. допустимый ток Iчел.доп в зависимости от времени воздействия t,с

Iчел.доп[pic];

2. допустимый ток Iчел.доп, равный или меньший 6мА при времени

воздействия больше 1с, Iчел.доп[pic] ;

3. допустимый ток Iчел.доп, равный или меньший 0,3мА при времени

воздействия не более 10минут в сутки, при нормальном режиме работы

электроустановки нормируется также напряжение прикосновения В,

напряжение между двумя точками цепи тока которых одновременно

касается человек:

[pic] при t?1c; Uпр.доп?36 В при t?1с.

2. Повышенный уровень электромагнитных излучений

В технологии ряда производств используют высокочастотные

электромагнитные поля (ЭМП), в частности для быстрого разогрева различных

материалов при их термической обработке.

В процессе эксплуатации промышленных термических ВЧ установок не

исключены частичные утечки электромагнитной энергии в ближайшее

пространство, а следовательно, есть опасность воздействия на людей.

Воздействие на живую ткань организма, ЭМП вызывает переменную

поляризацию молекул и атомов, составляющих клетки, в результате чего

происходит опасный их нагрев. Избыточная теплота может нанести вред

отдельным органам и всему организму человека. Особенно вреден перегрев

таких органов как глаза, мозг, почки и т.д. Возможны также нарушение

функций сердечно-сосудистой и нервной системы. Электромагнитные излучения в

зависимости от частоты колебаний подразделяются на несколько диапазонов. К

диапазону низких частот относятся ЭМП промышленной частоты (50 Гц), которые

заметно проявляются в электроустановках сверхвысоких напряжений, более

400кВ–на линиях электропередач, в распределительных устройствах

электростанций. Их воздействие оценивается значением электрической

составляющей, оказывающей влияние главным образом на нервную систему

человека.

Область распространения ЭМП от источника его излучения условно

разделяют на три зоны. Ближняя (зона индукции) имеет радиус от излучателя,

равного примерно 1/6 длины волны. Дальняя зона начинается с расстояния от

излучателя равного примерно шести длинам волны, между ними находится

промежуточная зона. В ближней и промежуточной зоне волна ещё не

сформировалась, по этому интенсивность поля оценивается по электрической

напряжённости поля (В/м) и магнитной составляющей (А/м).

В дальней волновой зоне поле оценивается не по напряжённостям, а по

плотности потока энергии.

Степень вредного действия ЭМП зависит от диапазона его частоты,

интенсивности поля, продолжительности облучения, характера излучения

(непрерывное или модулированное), режима облучения, размеров облучаемой

поверхности тела и индивидуальных особенностей человека.

Нормируемыми параметрами ЭМП в диапазоне частот от 60кГц до 300МГц

согласно ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ являются напряжённости Е и Н, поскольку

практически человек находится в зоне индукции в которой преобладает

электрическая и магнитная составляющие поля в зависимости от вида

излучателя.

Предельно допустимая напряжённость ЭМП на рабочем месте не должна

превышать в течении рабочего дня следующих значений (табл. 1):

|По электрической составляющей |По магнитной составляющей |

|f,МГц 0,06-3 3-30 30-50 50-300 |f,МГц 0,06-15 30-50 |

|Е,В/м 50 20 10 |Н,А/м 5 |

|5 |0,3 |

В диапазоне более высоких частот от 300МГц до 300ГГц предельно

допустимая плотность потока энергии (ППЭ) с учётом времени работы не должна

превышать 200мкВт?ч/см2.

Для электроустановок промышленной частоты сверхвысокого напряжения

(400кВ и выше) облучение электрическим полем регламентируется ГОСТ

12.1.002–84 ССБТ. По значению напряжённости электрического поля Е и

продолжительности пребывания в нём человека в течении суток.

3 Повышенный уровень шума на рабочем месте

Шум представляет собой беспорядочное сочетание звуков различной частоты

и интенсивности неблагоприятно действующих на организм человека.

Источниками производственного шума могут быть различные механизмы, машины и

транспортные средства (механический шум), электрические машины и аппараты

(электромагнитный шум), вентиляционные системы и двигатели внутреннего

сгорания (аэродинамический шум). Длительное воздействие шума неблагоприятно

для человека, так как снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное

давление, снижается внимание. Особенно вредно шум влияет на нервную и

сердечно-сосудистую системы.

Степень воздействия шума на слуховой аппарат человека зависит не только

от интенсивности и звукового давления, но и от частоты и характера

изменения звука во времени. Диапазон слышимых звуков очень большой–от

минимальных значений едва различимых слуховым аппаратом (порог слышимости),

до максимальных, вызывающих болевое ощущение (болевой порог). При

измерениях и оценке шума на рабочих местах оперируют уровнями звукового

давления, поскольку орган слуха чувствителен не к интенсивности звука, а к

среднеквадратичному значению звукового давления. Шум на рабочих местах

различных металлообрабатывающих станков достигает звукового давления около

2?10-1Па, и, следовательно, его уровень составляет 80дБ.

Субъективное ощущение человеком воздействия шума зависит не только от

уровня звукового давления, но и от частоты.

Нормирование и контроль шума необходимо осуществлять с учётом его

частотной характеристики.

При нормировании звукового давления на рабочих местах частотный спектр

шума разбивают на девять частотных полос.

Нормируемой характеристикой постоянного шума являются уровни звуковых

давлений в октавных полосах (табл. 2)

|Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со |Уровни звука и |

|.среднегеометрическими частотами, Гц |эквивалентные |

| |уровни звука |

| |дБ?А без |

| |частотного |

| |анализа |

|31,5 |63 |125 |250 |500 |1000 |2000 |4000 |8000 | –––– |

|107 |95 |87 |82 |75 |73 |71 |69 | | 80 |

Согласно ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ по характеру частотного спектра шумы

следует разделять на широкополосные и тональные. Широкополосный шум

характеризуется непрерывным частотным спектром состоящим из отдельных тонов

(шум от нагруженного трансформатора) шириной более одной октавы.

Тональный шум характеризуется наличием в спектре ярко выраженных

слышимых отдельных тонов (шум от работающей дисковой пилы или характерный

звук асинхронного двигателя работающего в режиме обрыва одной фазы в цепи

питания).

Измерение уровня шума производят шумом ерами. Широко применяются

отечественные шумом еры типа ИШВ–1, с помощью которых можно измерять уровни

звуковых давлений от30 до 130дБ при частотах от 10 до 12500Гц.

Раздел 2

1.Защита от повышенного уровня электромагнитных полей

На практике основной коллективной мерой защиты от воздействия ЭМП

служат различные металлические экраны отражающие электромагнитные волны или

поглощающие энергию ЭМП.

В качестве индивидуальных средств защиты работающих применяют

комбинезоны, халаты из металлизированной ткани, которые действуют как

экраны. Для защиты глаз служат специальные очки марки ЗП5-90, стёкла этих

очков покрыты окисью олова, слой которого значительно ослабляет

электромагнитное поле.

2.Борьба с повышенным уровнем шума

Снижение шума в условиях производства осуществляется главным образом

применением малошумного оборудования. Согласно ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ

средства и методы защиты от шума могут быть коллективные и индивидуальные.

Коллективными методами снижается шум в самом источнике его возникновения и

на пути его распространения.

В качестве средств индивидуальной защиты от шума рекомендуется

использовать специальные наушники, вкладыши в ушную раковину и

противошумные каски.

Раздел 3

Расчёт заземления ГПП представлен в пояснительной записке ранее.

Раздел 4

Противопожарные меры при эксплуатации электроустановок

Основными причинами возникновения пожаров на объектах электрохозяйств

является нарушение инструкций и ПТЭ электроустановок потребителей, а именно

недопустимые перегревы обмоток и магнитопроводов электрических машин и

трансформаторов в следствии их длительных перегрузок, которые могут

привести к загоранию изоляции, перегрузки проводов и кабелей электрических

сетей.

Учитывая факторы пожарной опасности электроустановок ПУЭ и ПТЭ

рекомендуют допустимые температуры нагрева частей электрических машин и

аппаратов, проводников и контактов, масла в маслонаполненных аппаратах и

других частей ЭО. Например для волокнистых материалов не пропитанных маслом

и не погруженных в масло предельная допустимая температура нагрева не

должна превышать 90° С а эти же материалы погруженные в жидкий изоляционный

материал допускают температуру нагрева 105° С.

Для контроля температуры открытых токоведущих жил используют

специальные термоплёнки, которые при нагревании изменяют цвет. Температуру

масла в силовых трансформаторах контролируют термометром опущенном в

футляре в верхней части бака. Согласно ПТЭ температура масла в баке не

должна превышать 95° С и не должна превышать температуру окружающей среды

более чем на 60° С.

Маслонаполненные силовые трансформаторы содержащие большое количество

горючего минерального масла представляют собой большую пожарную опасность в

случае разрыва бака и вытекания горящего масла. При аварии чтобы уменьшить

опасность распространения пожара при такой аварии, при монтаже

трансформатора сооружается под ним масло приёмная бетонированная яма, в

которую спускают горящее масло. Яма покрывается стальной решёткой, по верх

которой насыпают слой гравия.

Мощные масляные трансформаторы оборудуются специальным газовым реле,

которое срабатывает в случаях утечки из бака трансформатора масла и

недопустимого понижения его уровня, а также в случае когда в результате

межвитковых замыканий в обмотке в следствии разложения масла выделяются

газы заполняющие резервуар реле, от чего оно срабатывает на сигнал или на

отключение.

Помещение комплектной трансформаторной подстанции по категории производства

и степени огнестойкости является В-II по НПБ–105-95.

Заключение

Спроектированная система электроснабжения автомобильного завода имеет

следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по

двухцепной воздушной линии электропередач длиной 4,8 км напряжением 110 кВ.

В качестве пункта приёма электроэнергии используется двухтрансформаторная

ГПП с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия

распределяется на напряжении 6 кВ по кабельным линиям.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры

электроснабжения. Расчётные нагрузки цехов определены по методу

коэффициента спроса и статистическим методом. В качестве расчётной нагрузки

по заводу в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента

спроса SM=14824,7 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок,

по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии.

ГПП был сдвинут к источнику питания. На основании технико-экономического

расчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель».

Были выбраны силовые трансформаторы типа ТДН-10000/110. Питающие линии

марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие

большого процентного содержания нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия,

без ТЭР было выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 6

кВ. На территории завода расположены 18 КТП с расстановкой БСК. Питание

цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора

элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого

замыкания в трёх точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на

сторонах 110 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на

термическую стойкость. Был произведён расчёт продольной дифференциальной

токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчёт заземляющего

устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям

безопасности, надёжности, экономичности.

ВВЕДЕНИЕ

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1. Исходные данные на проектирование

1.2. Технологический процесс

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕРАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1. Метод коэффициента спроса

2.2. Статистический метод

3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ

5.1. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

5.3. Выбор ВЛЭП

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

6.3. Размещение БСК в электрической сети предприятия

6.4. Выбор числа и мощности трансформаторных цеховых ТП

6.5. Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

6.6. Выбор способа канализации электроэнергии

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

7.1. Расчет тока КЗ в точке К-1

7.2. Расчет тока КЗ в точке К-2

7.3. Расчет тока КЗ в точке К-3

7.4. Расчет тока КЗ в точке К-4

7.5. Расчет тока КЗ в точке К-5

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1. Выбор аппаратов напряжением 110кВ

8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

8.3. Выбор аппаратов напряжением 0,4кВ

9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ

10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

10.1. Защита от поврежедний внутри кожуха и от понижения уровня масла

10.2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений

трансформатора

10.3. Защита от токов внешних многофазовых КЗ

10.4. Защита от токов перегрузки

11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

12. ОХРАНА ТРУДА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

-----------------------

Скрапоразделочная

металлолом

Литейный

цех №11

Литейный

цех №10

Кузнечный

цех

Цех

топливной

аппарату-

ры

Склад №7

[pic]

Кузовной

цех

Цветной

металл

железо

чугун

ковкий чугун

блоки

силовых

агрегатов

Цех главного конвейера

(основная сборка)

Моторный

цех

-----------------------

ОмГТУ гр-Ээу-537

Листов

Лит.

Элекроснабжение автомобильного завода.

.Беспалов

Утвердил

Мальгин

Н.контроль

Кириченко

Рук.проект

Плотников

Разработ.

ДП-0,41-181300-110-ПЗ

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Страницы: 1, 2

Рефераты

Электроснабжение автомобильного завода