Трансформаторна підстанція ТП-2

ВСТУП

Проблеми раціонального розподілення електроенергії на промислових підприємствах, які на сьогодні є основними споживачами енергії в Україні, набувають істотного значення. Ці завдання ускладнюються постійно зростаючими вимогами до якості електроенергії та до надійності електропостачання, особливо на підприємствах з високим ступенем автоматизації.

Енергетична промисловість є важливою галуззю, від сучасного розвитку якої залежить планомірний розвиток усього народного господарства, підвищення рівня добробуту трудящих. Виробництво електроенергії, її передача, перетворювання та розподіл здійснюється не на одному підприємстві, а в усій енергетичній системі. Одержана електрична енергія передається на величезні відстані для її використання у різних пристроях.

Основними споживачами електричної енергії є різноманітні галузі промисловості, транспорт, сільське господарство, комунальне господарство міст і селищ. При цьому 70% споживачів електричної енергії випадає на промислові об'єкти.

Для забезпечення подачі електричної енергії в необхідній кількості та відповідної якості від енергосистем до промислових об'єктів, установок, устроям і механізмам існують системи електропостачання промислових підприємств, які складаються з мереж електропостачання до 1 кВ і вище й трансформаторних, перетворювальних і розподільчих підстанцій.

Електроустановки споживачів електроенергії мають свої специфічні особливості; до них пред’являють визначені вимоги: надійність живлення, якість електроенергії, резервування та захист окремих елементів. Під час проектування, спорудження й експлуатації систем електропостачання промислових підприємств необхідно правильно в техніко-економічному аспекті здійснювати вибір потужностей, визначати електричні навантаження, вибирати тип, число і потужність трансформаторних підстанцій, види їх захисту, системи компенсації реактивної потужності, способи регулювання напруги. Це повинно бути вирішено з урахуванням удосконалення технологічних процесів виробництва, росту потужностей окремих електроприймачів і особливостей кожного підприємства, цеха, установки; підвищення якості та ефективності їх роботи.

Передача, розподіл і споживання виробленої електроенергії на промислових підприємствах повинні здійснюватися з високою економічністю та надійністю.

В системі цехового розподілу електроенергії широко використовують комплектні розподільчі устрої, підстанції та силові й освітлювальні струмопроводи. Це створює глибоку та надійну систему розподілу, в результаті чого вдається зекономити велику кількість дротів і кабелів. Спрощені схеми підстанцій різної напруги і призначень за рахунок, наприклад, відмови від вимикачів на первинній напрузі з глухим з'єднанням трансформаторів підстанцій із живильними лініями. Широко застосовують удосконалені системи автоматики, а також прості та надійні устрої захисту окремих елементів системи електропостачання промислових підприємств.

В той же час, безпечну роботу електрообладнання можливо забезпечити, коли вона виконується при дотриманні відповідних «Правил устройства електроустановок», «Правил безпечної експлуатації електроустановок споживачів», а також «Правил пожежної безпеки в Україні».

Всі вимоги щодо надійності електропостачання, високої якості електроенергії, зручності та безпеки в експлуатації, економічності та можливості подальшого розвитку без її докорінного переобладнання у дипломному проекті ураховані.

Це все забезпечує необхідне раціональне й економічне витрачання електроенергії в усіх галузях промисловості.

1. ЗАГАЛЬНА ЧАСТИНА

1.1 Роль підстанції в заводській системі електропостачання

Підстанцією називається електроустановка, що складається з трансформаторів або інших перетворювачів енергії, розподільних пристроїв напругою до 1000 В та вище, що застосовується для перетворення та розподілу електричної енергії.

Залежно від призначення підстанції виконуються трансформаторними (ТП) або перетворювальними (ПП) — двигун-генераторними, випрямними та ін.

В залежності від потужності та призначення підстанції поділяють на:

— вузлові розподільні (РП),

— головні понижуючі (ГПП), ;

— підстанції глибокого воду (ПГВ), ;

— розподільні (РП), ;

— цехові, .

Трансформаторні підстанції є основними ланками в системі електропостачання. В залежності від положення в енергосистемі, призначення, величини первинної та вторинної напруги їх можна розділити на районні підстанції, підстанції промислових підприємств, тягові підстанції та ін.

Районними називаються підстанції, що живляться від районних (основних) мереж енергетичних систем. Вони призначені для електропостачання великих районів, у яких знаходяться промислові, міські, сільськогосподарські та інші споживачі електроенергії.

Підстанція № 2 змішаного типу. У якості розподільчої підстанції вона подає напругу на підстанцію 19−20 механічного цеху № 6, на підстанцію 31−32 механічних цехів 9−15, на підстанцію 79 редукторного цеху.

У якості понижуючої підстанції вона подає напругу у механічний цех 1−2. У якості перетворювальної підстанції подає постійну напругу у механічний цех 1−2 та редукторний цех.

Всі ці цеха є споживачами другої категорії. Порушення в електропостачанні призводить до масового браку та недовипуску продукції.

1.2 Зв’язок підстанції з енергосистемою

Підстанція № 2 живить підстанції 19−20, 31−32, 9−15, 79. Зокрема, на цих споживачах встановлені: на підстанції 19−20 — трансформатор на 1000 кВА з навантаженням 40 А; на підстанції 31−32 — з навантаженням 50 А; на підстанції 79 — з навантаженням 70 А.

На підстанції № 2 встановлено 4 трансформатори по 1000 кВА, постійно у роботі знаходяться два з навантаженням 60 А.

Підстанція працює цілодобово, ремонт та профілактика здійснюються у святкові та вихідні дні.

Зв’язок здійснюється наступним чином: підстанція № 2 живиться по двом лініям живлення:

— ПГВ 1 живить підстанцію № 2 лінією у 6 кВ, довжина якої 900 м;

— ЦРП (від Краматорської ТЕЦ) живить підстанцію № 2 лінією у 6 кВ, довжина якої 540 м.

Структурна схема зв’язку підстанції з енергосистемою наведена на рис. 1.1.

Рисунок 1.1 — Схема зв’язку підстанції № 2 з енергосистемою

1.3 Характеристика споживачів електроенергії підстанції

За умовами забезпечення надійності електропостачання приймачі електричної енергії поділяються на три категорії.

До першої категорії належать електроспоживачі, порушення електропостачання яких може призвести до небезпеки для життя людей, значних втрат у народному господарстві, ушкодження обладнання, масового браку продукції, до розладу складного технологічного процесу, порушення роботи особливо важливих елементів міського господарства.

Зі складу електроспоживачів першої категорії відокремлюється особлива група електроспоживачів, безперебійна робота яких необхідна для безаварійної зупинки виробництва для запобігання погрози життю людей, вибухів, пожежі та ін.

До другої категорії належать електроспоживачі, перерва в електропостачанні яких призводить до істотного зменшення випуску продукції, простою робочих механізмів, промислового транспорту, до порушень нормальної діяльності великої кількості людей.

До третьої категорії належить решта електроспоживачів, що не підпадають під визначення першої та другої категорій. Вони допускають перерву в електропостачанні на час, необхідний для ремонту або заміни зіпсованого елемента СЕП, не більший однієї доби.

Основні міркування при виборі трансформаторів такі:

1) забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;

2) забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з урахуванням динаміки росту електричних навантажень.

Підстанція № 2 6/0,4 кВ живить механічний цех 6−9-15, редукторний цех, а також механічні цеха 1−2. Всі ці цеха є споживачами другої категорії.

Всі ці цеха є споживачами другої категорії. Порушення в електропостачанні призводить до масового браку та недовипуску продукції.

2. СПЕЦІАЛЬНА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок електричних навантажень

Вихідні данні по споживачам 6/0,4 кВ трансформаторної підстанції № 2: підстанції 19,20 мають навантаження 40 А; підстанції 31, 32, — 50 А; підстанція 79 — 70 А; трансформатори ВАК та ВАК 2 — 40 А.

2.1.1 Розрахунок електричних навантажень споживачів на стороні 0,4 кВ

Відомо, що на стороні 6 кВ — розрахунковий струм 120 А, а на стороні 0,4 кВ у 15 раз більше, тому Визначаємо максимальне активне навантаження споживачів за формулою (2.1):

(2.1)

де — номінальна напруга, ;

— розрахунковий струм у період максимуму навантажень, ;

— коефіцієнт потужності даного споживача;

;

Визначаємо реактивне навантаження споживачів за формулою (2.2):

(2.2)

де — розрахункова активна потужність споживачів, яка визначається з формули (2.1), ;

— відповідає значенню даного споживача;

Визначаємо повне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ за формулою (2.3):

(2.3)

де — реактивне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ, ;

— активне навантаження споживачів на стороні 0,4 кВ, ;

2.1.2 Визначення втрат у трансформаторах

Орієнтовно приймаємо два трансформатора потужністю 1000 кВА і визначаємо втрати активної та реактивної потужності у них за формулами (2.4 та 2.5):

(2.4)

(2.5)

де — кількість трансформаторів, шт.;

— навантаження трансформатора, кВт.

2.1.3 Розрахунок електричних навантажень споживачів на стороні 6 кВ

Визначаємо максимальне активне та реактивне навантаження за формулами (2.1 та 2.2):

де — номінальна напруга, ;

— розрахунковий струм у період максимуму навантажень, ;

Розрахунок навантажень на стороні 6 кВ ведемо для кожного споживача окремо:

Підстанція № 19:

();

Підстанція № 20:

();

Підстанція № 31:

();

Підстанція № 32

();

Підстанція № 79:

();

Трансформатор ВАК-1:

();

Трансформатор ВАК-2:

();

Розрахунок сумарних активних та реактивних навантажень робимо за формулами (2.6 та 2.7):

; (2.6)

; (2.7)

2.1.4 Розрахунок розрахункової потужності всієї підстанції

Розрахункові сумарні потужності підстанції 6/0,4 кВ розраховуємо за формулами (2.8, 2.9 та 2.10)):

(2.8)

де — сумарна активна потужність на стороні 0,4 кВ, ;

— сумарна активна потужність на стороні 6 кВ, ;

— активні втрати у трансформаторах, ;

(2.9)

де — сумарна реактивна потужність на стороні 0,4 кВ, ;

— сумарна реактивна потужність на стороні 6 кВ, ;

— реактивні втрати у трансформаторах, ;

(2.10)

де — сумарне активне навантаження усієї підстанції, ;

сумарне реактивне навантаження усієї підстанції, ;

2.1.5 Визначення розрахункового струму підстанції

Розрахунковий струм на стороні 6 кВ визначаємо за формулою (2.11):

; (2.11)

де — повна максимальна потужність підстанції, ;

— номінальна напруга, ;

2.1.6 Розрахунок коефіцієнта потужності підстанції

Розрахунок коефіцієнта потужності визначаємо за формулою (2.12):

(2.12)

де — сумарне активне навантаження усієї підстанції, ;

— повна максимальна потужність підстанції, ;

2.2 Вибір числа і потужності силових трансформаторів

Вибір трансформаторів робиться з урахуванням умов їх установки, виду охолодження, частоти та напруги мережі, що живить, напруги потужності та режиму роботи приймачів електричної енергії. Умови установки трансформатора визначаються атмосферними умовами навколишнього середовища, його хімічною агресивністю, ступенем пожежної небезпеки.

Вибір потужності трансформаторів проводиться, виходячи з повного розрахункового навантаження об'єкта з урахуванням його характеру. Потужність трансформаторів, що живлять промислове навантаження, слід вибирати з середнього навантаження у найбільш навантажену зміну.

При визначенні кількості трансформаторів на електричній підстанції слід виходити зі складу приймачів електричної енергії.

Оскільки на підстанції споживачі ЙЙ категорії, тому приймаємо не менше двох трансформаторів.

Враховуючи 100% резерв живлення споживачів ЙЙ категорії передбачаємо тип трансформатору ТМ-1000/6−10 кВ.

Перевіряємо забезпеченість живлення споживачів у нормальному режимі за умовою (2.13):

(2.13)

де — номінальна потужність трансформатору, ,

— кількість трансформаторів, ;

— сумарна максимальна потужність споживачів на стороні 0,4 кВ, ;

.

Так як отже нормальне електропостачання споживачів буде забезпечене.

В аварійному режимі, коли тимчасово відключений або вийшов з ладу один з трансформаторів, трансформатор, що залишився в роботі можна перевантажувати на 40% понад номінальну потужність протягом 5 діб, але не більше 6 годин на добу.

Для трансформаторів в аварійному режимі повинно виконуватися умова (2.14):

(2.14)

де — номінальна потужність трансформатора, ,

— кількість трансформаторів, що працюють в аварійному режимі;

— коефіцієнт, що враховує аварійне припустиме перевантаження трансформаторів,

;

— сумарна максимальна потужність споживачів на стороні 0,4 кВ, ;

Так як отже нормальне електропостачання споживачів буде забезпечене.

Висновок: технічний розрахунок показує, що обраний варіант задовольняє вимогам надійності споживання споживачів підстанції. Таким чином, остаточно приймаємо до установки два трансформатори типу ТМ-1000/10 кВА потужністю 1000 кВА кожний.

Технічні дані трансформаторів занесемо до таблиці 2.1(за) .

Таблиця 2. 1 — Технічні дані трансформатору

2.3 Компенсація реактивної потужності

Компенсація реактивної потужності або підвищення коефіцієнту потужності електроустановок промислових підприємств має велике народногосподарське, економічне значення та є частиною загальної проблеми підвищення ККД роботи систем електроспоживання та поліпшення якості відпускаємої споживачу електроенергії. Зниження споживання реактивної потужності призводить к зменшенню величини струму у живлючих лініях; зменшенню втрат потужності та енергії; зменшенню витрачання кольорового металу на спорудження ліній електропередачі.

Потужність компенсуючих пристроїв (КП) на підстанції визначаємо, виходячи з доцільності підвищення коефіцієнту потужності () до нормативного значення. Цьому значенню відповідає. Величина у період максимуму навантажень підстанції складає () (виходячи з розрахунків п 2.1.6).

Визначаємо навантаження КП за формулою (2.15):

(2.15)

де — фактичний тангенс кута , який відповідає максимальному нагріву, визначаємо за формулою (2.16):

(2.16)

де — розрахунковий максимум активного навантаження підстанції, кВт;

— розрахунковий максимум реактивного навантаження підстанції, кВт;

У якості компенсуючих пристроїв пропонуємо прийняти комплектні конденсаторні установки сумарною потужністю на стороні низької напруги. Приймаємо дві установки типу УКН 0,380−450 з номінальною потужністю 450 кВар кожна (по).

Визначаємо потужність підстанції з урахуванням батарей за формулою (2.17):

(2.17)

де — максимально активне навантаження, кВт;

— максимально реактивне навантаження, кВт;

— потужність пристрою, що компенсує, кВар;

2.4 Розрахунок мереж живлення

Виходячи з наявності джерела живлення, приймаємо величину напруги: .

Виходячи з можливості прокладки, приймаємо кабельні лінії у тунелі. Довжина кабельної лінії .

Виходячи з того, що споживачі другої категорії та за умовою надійності приймаємо дві кабельні лінії (), що прокладені у земляній траншеї.

2.4.1 Вибір перетинів кабелів та повітряних ліній

Виходячи з умов надійності, розрахункову потужність кожної лінії приймаємо рівною повній розрахунковій потужності всієї підстанції:

.

Розрахунковий струм лінії визначаємо за формулою (2.18):

, (2.18)

де - розрахункова потужність кожної лінії, кВА;

- номінальна напруга живлення, кВ;

Визначаємо економічний переріз жил кожної лінії. Приймаємо кабель з алюмінієвими жилами з паперовою ізоляцією (2.19):

(2.19)

де — розрахунковий струм лінії;

— економічна щільність струму, ,

(прийнята за для силових кабелів з алюмінієвими жилами з паперовою ізоляцією);

Приймаємо кабель марки з перерізом кабелю, що дорівнює та тривалим допустимим табличним струмом на жилу

().

З урахуванням умов прокладки знаходимо уточнююче значення тривалого допустимого струму за формулою (2.20):

(2.20)

де — температурний коефіцієнт, оскільки температура навколишнього середовища не задана, то

— коефіцієнт, що враховує коефіцієнт, що враховує взаємний вплив кабелів, що розташовані рядом у землі, приймаємо по ;

У нормальному режимі струм одного вводу буде складатиме:

Данна умова виконується.

В аварійному режимі допускається перевантаження кабелів на 30% тривалістю не більш ніж 6 годин у продовж п’яти діб.

Данна умова виконується.

Перевіряємо переріз дротів лінії за втратою напруги в аварійному режимі. Допустима довжина лінії, виходячи з допустимої втрати напруги (за ПУЕ), розраховується за формулою (2.21):

(2.21)

де — довжина лінії кабелю на 1% втрати навантаження, приймаємо для

ААБ-185 ();

— допустима втрата навантаження у кабелі, приймаємо 5%;

— допустиме навантаження на кабель, приймаємо з п. 2.4.1;

з попереднього розрахунку;

— розрахунковий струм лінії;

Таким чином лінія проходить за втратою навантаження.

Висновок: кабель марки проходить за нагрівом, за втратою напруги і тому може бути остаточно прийнятий для ліній підстанції, що живлять.

2.5 Визначення струмів короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання здійснюється для вибору основних апаратів та струмопровідних частин розподільчого пристрою підстанції, перевірки їх на стійкість до дії струмів короткого замикання для обґрунтування обраних засобів захисту елементів підстанції.

Приймаємо базисні умови:; ;

Розраховуємо базисний струм за формулою (2.22):

(2.22)

2.5.1 Складання схеми заміщення та визначення відносних опорів її елементів

Для розрахунків струмів короткого замикання складаємо розрахункову схему (рис. 2.1), а далі складаємо схему заміщення (рис. 2.2):

Розрахунок струмів короткого замикання здійснюється за розрахунковою схемою — схемою електропостачання у нормальному режимі. На підставі цієї схеми складається схема заміщення, на якій всі елементи представлені у виді опорів. У мережах напругою вище 1 кВ враховується тільки індуктивний опір, при цьому розрахунок здійснюється тільки у відносних одиницях. При розрахунку у відносних одиницях усі опори повинні бути приведені до базисних умов (до загальної базової потужності).

Знаходимо опор системи:

(2.23)

де — базова потужність, МВА;

— потужність короткого замикання на шинах підстанції, що знаходиться вище, приймаємо рівною потужності виключення вимикача ВМ-35

Знаходимо опір кабельної лінії за формулою:

(2.24)

де — діюча довжина кабельної лінії (за умовою), км;

— індуктивний опір кабельної лінії,

— базова потужність, МВА;

— номінальна напруга, ;

— число кабелів, що взяті у паралель;

Знаходимо опір силового трансформатору 1000 кВА за формулою:

(2.25)

де — напруга короткого замикання (за табл. 2.1);

— базова потужність, МВА;

— потужність трансформатора;

2.5.2 Розрахунок результуючого опору

Результуючий опір для точки :

; (2.26)

Результуючий опір для точки :

; (2.27)

2.5.3 Розрахунок струмів та потужностей короткого замикання

— у точці :

Розрахунковий струм розраховуємо за формулою:

(2.28)

Ударний струм розраховуємо за формулою:

(2.29)

де — ударний коефіцієнт;

().

Потужність розраховуємо за формулою:

; (2.30)

— у точці :

Розрахунковий струм розраховуємо за формулою:

(2.31)

Ударний струм розраховуємо за формулою (2.29) :

()

Потужність розраховуємо за формулою (2.30) :

2.6 Вибір та перевірка апаратів

2.6.1 Вибір та перевірка кабелю вводу

Виходячи з даних, що отримали у розділі 2.4 (розрахунок мереж живлення) здійснюємо подальший розрахунок та перевірку кабелю вводу.

а) Перевірка кабелю на термічну стійкість.

Визначимо тепловий імпульс короткого замикання за формулою:

(2.32)

де — дійсне значення періодичної складової струму короткого замикання на шинах 6 кВ;

— час дії аперіодичної складової струму короткого замикання (приймаємо для ліній 6−10 кВ).

— час дії струму короткого замикання, с;

(2.33)

де — час спрацювання вимикача, с;

— час дії релейного захисту, с;

Визначимо мінімально допустимий перетин за умовами нагріву струмом короткого замикання за формулою:

(2.34)

де — тепловий імпульс, кА;

— термічний коефіцієнт (для жил прийнятого кабелю приймаємо ;

.

Так як (), значить умова термостійкості виконується. Остаточно приймаємо до установки кабель марки .

б) Перевірка кабелю за втратою напруги в аварійному режимі.

Визначаємо втрату напруги за формулою:

(2.35)

деномінальна напруга, ;

— розрахунковий струм лінії, А;

(2.36)

дестандартний опір,

— для алюминиевых проводов;

— довжина кабелю, ;

— переріз кабелю, ;

У нормальному режимі втрати напруги будуть ще менші.

2.6.2 Вибір та перевірка шин

За розрахунковим струмом РУ-6 кВ за таблицею П5 обираємо алюмінієві однополюсні шини перерізом з тривалим допустимим струмом

1) Перевіряємо шини за нагрівом.

Шини повинні задовольняти наступній умові:

(2.37)

де — тривало допустимий струм при положенні шин плашмя, А;

(2.38)

де — тривало допустимий табличний струм, А;

Умова виконується, тобто шини задовольняють вимозі вибору за нагрівом.

2) Перевіряємо шини на термічну стійкість.

Шини повинні задовольняти наступній умові:

(2.39)

де — табличний переріз обраної шини, мм ;

— мінімальний переріз шини, мм ;

(2.40)

де — тепловий імпульс короткого замикання, кА ;

— термічний коефіцієнт (для шин приймаємо);

Умова виконується, тобто шини задовольняють вимозі вибору на термостійкість.

3) Перевірка шин на динамічну стійкість.

Сила, що діє на шини при трифазному короткому замиканні, розраховується за формулою:

(2.41)

де — коефіцієнт форми шини (для однополосних шин);

— ударний струм короткого замикання у точці, кА;

— відстань між осями фаз (приймаємо для шафи КРУ);

— відстань між сусідніми сторонами ізолятора (приймаємо для шафи КРУ);

Вигинальний момент шин розраховується за формулою:

(2.42)

де — сила при трифазному короткому замиканні, Н;

— відстань між точками кріплення шин на ізоляторах, мм;

Момент опору шин при розташуванні їх плашмя розраховується за формулою:

(2.43)

де — товщина шини, (рис. 2.3);

— ширина шини, (рис. 2.3);

Рисунок 2.3 — Розташування шини на ізоляторі

Розрахункова напруга в матеріалі шин розраховується за формулою:

(2.44)

де — вигинальний момент шин,

— момент опору шин при розташуванні їх плашмя, мм ;

Розрахункова напруга в матеріалі шин повинна вдовольняти умові

(2.45)

де — допустима напруга для алюмінію; :

.

Умова виконується, шини динамічно стійкі, тому остаточно до установки обираємо алюмінієві однополюсні шини перерізом .

2.6.3 Вибір та перевірка вимикача вводу

Припускаємо до установки шафи типу КУ-10Ц з вакуумним вимикачем типу VM-1S.

Вибір та перевірку вимикача проводимо у табличній формі (табл. 2.4).

Таблиця 2.4 -Вибір вимикача ведення

Висновок: шафи типу КУ-10Ц з вакуумним вимикачем типу VM-1S задовольняють умовам вибору та перевірки та можуть бути прийняті до установки.

2.6.4 Вибір трансформатору струму вводу

Припускаємо до установки трансформатор струму типу

ТПЛ-10КУЗ-600−0,5/р (трансформатор обираємо за). Перевірку проводимо у табличній формі (табл. 2.5).

Таблиця 2.5 — Вибір трансформатору струму

Усі розрахункові дані нижче ніж каталожні, тому остаточно приймаємо до установки вимірювальні трансформатори струму типу ТПОЛ-10КУЗ-1000−0,5/р При виборі трансформатору струму необхідно також здійснити його перевірку за класом точності. повинна бути забезпечена робота трансформатору струму у класі точності 0,5.

Схема підключення обмоток приладів за вторинними обмотками трансформатору струму представлена на рис. 2.4.

Рис. 2.4 — Схема підключення обмоток приладів за вторинними обмотками трансформатору струму.

Виходячи зі схеми підключення приладів до трансформатору струму

(рис. 2.4) складаємо таблицю навантажень на вторинні обмотки трансформаторів струму за фазами (табл. 2.6).

Таблиця 2.6 — Таблиця навантажень на вторинні обмотки трансформаторів струму

Розрахунок проводимо за найбільш навантаженою фазою — фазою А.

Загальний опір обмоток приладів розраховуємо за формулою:

(2.46)

де — вторинний струм трансформатору струму, який рівний 5 А.

За технічними даними трансформатору його вторинне навантаження .

Даній потужності відповідає величина опору вторинних ланцюгів, при якій трансформатор струму буде працювати у заданому класі точності.

Опір вторинних кіл розраховуємо за формулою:

(2.47)

Опір контактних з'єднань зазвичай приймають рівним

Розрахункова довжина з'єднувальних проводів при схемі неповної зірки:

(2.48)

де — відстань від трансформатору струму до приладів в осередку КРУ, приймаємо 4 м.

Допустимий опір з'єднувальних проводів розраховуємо за формулою:

(2.49)

Перетин проводів:

(2.50)

де — для алюмінієвих проводів, За умовами механічної міцності маємо прийняти стандартний перетин алюмінієвих проводів — не менш ніж 2,5 мм.

Приймаємо перетин алюмінієвих проводів 2,5 мм.

2.6.5 Вибір трансформатору напруги

Для контролю за станом ізоляції на стороні високої напруги 6 кВ встановимо на кожній секції шин по два однофазних трансформатора напруги з заземленим вводом типу ЗНОЛ.07−10УЗ.

Відповідність класу точності перевіряють шляхом порівняння номінальної напруги вторинного ланцюга з фактичним навантаженням від приладів, що підключені. Складають таблицю навантажень вторинних ланцюгів трансформатору напруги. Для цього потрібно визначити число приладів та реле, котрі мають обмотки паралельного підключення та підрахувати повну потужність, яку вони споживають.

Розрахунок навантаження від обмоток приладів до реле наводимо у таблиці 2.7.

Таблиця 2.7 — Розрахунок навантажень вторинних ланцюгів трансформатору напруги

(2.51)

У класі точності 0,5 номінальна потужність трансформатора напруги типу ЗНОЛ.07−10УЗ складає 75 ВА, для двох трансформаторів отже:

Таким чином, до установки приймаємо два трифазних трансформатору типу ЗНОЛ.07−10УЗ. Від струмів короткого замикання трансформатор напруги захищається струмувідокремлюючим запобіжником типу ПТК-10. Технічні данні трансформаторів напруги наведені у .

2.7 Розрахунок релейного захисту

2.7.1 Розрахунок струму однофазного короткого замикання

Знаходимо струм однофазного короткого замикання на стороні 0,4 кВ (приведений до):

(2.52)

дебазисний струм, кА;

— опір системи;

— опір трансформатору;

— індуктивний опір нульової послідовності трансформатору;

(2.53)

дебазисна потужність;

— потужність трансформатору, МВА;

2.7.2 Розрахунок первинного та вторинного струмів трансформатору

Знаходимо первинний номінальний струм трансформатору струму за формулою:

(2.54)

де — потужність трансформатору, МВА;

— вища напруга,

Знаходимо вторинний номінальний струм трансформатору струму за формулою:

(2.55)

де — потужність трансформатору, МВА;

— нижча напруга,

2.7.3 Вибір коефіцієнту трансформації трансформатора струму

На стороні 6 кВ (при підключенні реле на різницю струмів двох фаз):

(2.56)

де — коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у неповну зірку ;

— первинний струм трансформатора струму;

Приймаємо, у цьому випадку при номінальному навантажені через реле протікатиме струм порядку 5А.

На стороні 0,4 кВ приймаємо трансформатор струму у нейтралі з

для якого первинний струм рівний

2.7.4 Розрахунок струму спрацьовування струмової відсічки

Первинний струм спрацьовування струмової відсічки розраховуємо за формулою:

(2.57)

де — коефіцієнт надійності;

— струм короткого замикання у точці ;

2.7.5 Розрахунок струму спрацьовування реле

Визначимо струм спрацьовування реле відсічки за формулою:

(2.58)

де — коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у неповну зірку ;

— первинний струм спрацьовування струмової відсічки, А;

— коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;

Приймаємо реле типу РТ 40/50 зі струмом уставки

Струм спрацьовування захисту при цій уставці визначаємо за формулою:

(2.59)

деструм уставки;

— коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;

2.7.6 Розрахунок коефіцієнта чутливості відсічки

Коефіцієнт чутливості відсічки визначаємо при однофазному короткому замиканні на виводах 6 кВ трансформатора (при якому струм у реле має мінімальне значення) за формулою:

(2.60)

деструм спрацьовування захисту, кА;

— струм двофазного короткого замикання;

Захист достатньо чутливий.

2.7.7 Розрахунок струму спрацьовування максимального струмового захисту

Первинний струм спрацьовування максимального струмового захисту з витримкою часу визначаємо за формулою:

(2.61)

де — коефіцієнт надійності;

— коефіцієнт запасу (самозапуску);

— коефіцієнт повернення реле;

— первинний струм трансформатора струму;

2.7.8 Розрахунок струму спрацьовування реле захисту

Струм спрацьовування реле захисту визначаємо за формулою:

(2.62)

де — коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у неповну зірку ;

— первинний струм спрацьовування максимального струмового захисту, А;

— коефіцієнт трансформації на стороні 6 кВ;

Приймаємо реле типу РТ 40/10 зі струмом уставки та уставкою часу .

2.7.9 Розрахунок коефіцієнта чутливості захисту

Коефіцієнт чутливості захисту визначаємо при двофазному короткому замиканні на стороні 0,4 кВ за формулою:

(2.63)

де — первинний струм спрацьовування максимального струмового захисту, кА;

— струм двофазного короткого замикання;

Захист достатньо чутливий.

2.7.10 Розрахунок струму спрацьовування захисту від замикань на землю

Струм спрацьовування захисту від замикань на землю на стороні 0,4 кВ визначаємо за формулою:

(2.64)

Приймаємо

2.7.11 Розрахунок струму спрацьовування реле

Струм спрацьовування реле визначаємо за формулою:

(2.65)

де — коефіцієнт схеми з'єднання трансформатора струму та реле у неповну зірку ;

— первинний струм спрацьовування захисту, А;

— коефіцієнт трансформації на стороні 0,4 кВ;

Приймаємо, що захист виконаний з допомогою реле типу РТ -81. Витримку часу на реле встановлюємо 1с. Витримку часу на реле встановлюємо на 1 с.

2.7.12 Розрахунок коефіцієнта чутливості захисту

Коефіцієнт чутливості захисту визначаємо за формулою:

(2.66)

де — первинний струм спрацьовування захисту, А;

— струм двофазного короткого замикання, А;

Захист достатньо чутливий.

2.7.13 Газовий захист

Газовий захист виконаний газовим реле типу РГЗ -61.

3. ЕКОНОМІКА ТА ОРГАНІЗАЦІЯ ВИРОБНИЦТВА

3.1 Розрахунок капітальних витрат

Одноразові капітальні витрати — це витрати на придбання, монтаж і доставку електроустаткування. Для їхнього розрахунку, насамперед, необхідно скласти кошторис специфікації електроустаткування (табл. 3.1):

Таблиця 3.1 — Кошторис специфікації електроустаткування підстанції

Капітальні витрати на доставку, придбання та монтаж електроустаткування визначаємо за формулою:

(3.1)

де — вартість усього електроустаткування за кошторисом специфікації(табл.3.1);

— вартість монтажних робіт, що складає від вартості всього електроустаткування,

;

— транспопортно-заготівельні витрати, що становлять від вартості всього електроустаткування,

;

Занесемо всі дані в таблицю 3.2.

Таблиця 3.2 — Капітальні витрати

3.2 Розрахунок поточних витрат

3.2.1 Розрахунок річного фонду часу роботи устаткування

Календарний річний фонд часу роботи устаткування у безперервному режимі роботи устаткування приймається рівним кількості днів за календарем

.

Номінальний річний фонд часу роботи устаткування дорівнює календарному:

Визначаємо номінальний річний фонд часу роботи устаткування у годинах за формулою:

(3.2)

де — номінальний річний фонд робочого часу, дн.;

Дійсний річний фонд робочого часу устаткування визначаємо за формулою:

(3.3)

де — коефіцієнт, що враховує втрати часу на ремонт устаткування;

;

3.2.2 Розрахунок річної трудомісткості та ремонту устаткування

Спочатку здійснюється визначення середньорічної кількості ремонтів устаткування за формулою:

(3.4)

(3.5)

де — тривалість ремонтного циклу;

— кількість поточних ремонтів, що доводяться на ремонтний цикл.

Середньорічна кількість ремонтів з урахуванням кількості одиниць електроустаткування визначається за формулою:

(3.6)

(3.7)

Всі отримані дані заносимо в табл. 3.3.

Таблиця 3.3 — Середньорічна кількість ремонтів устаткування

Трудомісткість техобслуговування та ремонту устаткування визначається окремо за видами устаткування на основі норм трудомісткості на техобслуговування, поточний ремонт, капітальний ремонт та середньорічну кількість ремонтів. Потім шляхом підсумовування визначається спільна річна трудомісткість техобслуговування та ремонту устаткування. Розрахунок заносимо у таблицю 3.4.

Таблиця 3.4 — Середньорічна трудомісткість техобслуговування та ремонту устаткування

Річна трудомісткість ремонтів визначається за формулами:

(3.8)

(3.9)

(3.10)

3.2.3 Розрахунок чисельності обслуговуючого персоналу

1) Визначення чисельності обслуговуючого персоналу при безперервному режимі роботи.

При безперервному режимі роботи устаткування персонал, який зайнятий техобслуговуванням устаткування, має безперервний чотирьох бригадний графік роботи, а персонал, який зайнятий ремонтом устаткування, має п’ятиденний сорокагодинний робочий тиждень із двома вихідними днями.

У цьому випадку визначають річний фонд робочого часу однієї людини для ремонтного персоналу та для персоналу, який зайнятий техобслуговуванням, за формулою:

(3.11)

де — річний календарний фонд робочого часу однієї людини;

— число вихідних днів;

— коефіцієнт, що враховує регламентовані втрати робочого часу (хвороби, відпустки, державні обов’язки);

;

— тривалість зміни;

Чисельність визначається окремо для ремонтного персоналу та для персоналу, який зайнятий техобслуговуванням устаткування, за формулою:

(3.12)

(3.13)

де — річна трудомісткість ремонтів (приймаємо за табл.3.4);

— річна трудомісткість техобслуговування (приймаємо за табл.3.4);

— річний дійсний фонд робочого часу однієї людини;

— коефіцієнт виконання норм,

;

2) Визначення кваліфікації персоналу.

Кваліфікація персоналу визначається на основі складності робіт з техобслуговування та ремонту.

3.2.4 Розрахунок витрат на техобслуговування та ремонт електроустаткування

Розрахунок ФОП здійснюється на підставі:

1) прийнятої системи оплати праці:

2) графіків роботи електроустаткування та робітників;

3) трудомісткості техобслуговування та ремонту електроустаткування При безперервному графіку роботи окремо розраховуються:

1) фонд оплати праці робітників, які зайняті техобслуговуванням за графіком;

2) фонд оплати праці робітників, які зайняті ремонтом устаткування та працюючих за п’ятиденним робочим тижнем із двома вихідними днями.

Тарифну заробітну плату для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування, знаходимо за формулою:

(3.14)

де , — годинна тарифна ставка за 4 та 5 розрядом по техобслуговуванню;

— річна трудомісткість техобслуговування (приймаємо за табл. 3.4);

0,5- коефіцієнт, що враховує частку роботи для 4 та 5 розрядів, Тарифну заробітну плату для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування, знаходимо за формулою:

(3.15)

де, — годинна тарифна ставка за 4, 5 розрядом з ремонту;

— річна трудомісткість ремонту (приймаємо за табл. 3.4);

0,3; 0,5 — коефіцієнти, що враховує частку роботи для 4, 5 розрядів, Премії (25%-30% від тарифної заробітної плати) для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування, знаходимо за формулою:

Премії для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування, знаходимо за формулою:

Доплати за роботу у вечірній та нічний час визначаються за формулою:

(3.16)

де — коефіцієнт, що враховує розмір доплат;

— 20% за роботу у вечірній час;

— 40% за роботу у нічний час;

— середньогодинна тарифна ставка;

— число вечірніх і нічних годин (з 22−00 до 6−00).

Для безперервного графіка роботи число вечірніх годин становить від загальної кількості робочих годин; нічних годин складе від загального числа робочих годин.

Число вечірніх робочих годин:

Число нічних робочих годин:

Загальне число доплат знаходимо за формулою:

(3.17)

Доплата за роботу у святкові дні здійснюється тільки для робітників, які зайняті техобслуговуванням устаткування:

(3.18)

де — середньогодинна тарифна ставка;

— число святкових днів за рік;

Доплата за переробку графіку здійснюється тільки для робітників, які зайняті техобслуговуванням устаткування:

(3.19)

де

— коефіцієнт, що враховує розмір доплати за переробітку графіка;

— коефіцієнт, що враховує переробітку графіка;

Основна заробітна плата для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування, визначається за формулою:

(3.20)

де — тарифна заробітна ставка для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування;

— премія для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування;

— загальна плата за роботу у вечірній та нічний час;

— плата за роботу у святкові дні;

— плата за переробку графіка;

Основна заробітна плата для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування, визначається за формулою:

(3.21)

де — тарифна заробітна ставка для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування;

— премія для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування;

Додаткова заробітна плата визначається за формулою:

(3.22)

де — основна заробітна плата;

— коефіцієнт, що враховує розмір додаткової заробітної плати;

;

Фонд оплати праці робітників, які зайняті техобслуговуванням і ремонтом електроустаткування визначається як сума їх основної й додаткової заробітної плати:

(3.23)

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування:

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування:

Середньомісячна заробітна плата робітника, який зайнятий техобслуговуванням і ремонтом електроустаткування розраховується за формулою:

(3.24)

де — чисельність робітників;

— число місяців у році;

— фонд оплати праці;

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування:

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування:

Відрахування на соціальне страхування та інші відрахування від заробітної плати визначається у відсотках до ФОП:

— фонд соціального страхування — 2,9%;

— фонд зайнятості - 1,9%;

— пенсійний фонд — 32%;

— страхування від нещасних випадків — 2,55%;

Загальна сума відрахувань становить 39,35%.

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті техобслуговуванням електроустаткування:

Розраховуємо окремо для робітників, які зайняті ремонтом електроустаткування:

Результати розрахунку ФОП можна звести до таблиці 3.5

3.2.5 Розрахунок вартості матеріалів і запчастин для техобслуговування та ремонту устаткування

Вартість матеріалів і запчастин для техобслуговування та ремонту устаткування у розмірі 210−250% від основної заробітної плати робітників, які зайняті техобслуговуванням і ремонтом електроустаткування, визначаємо:

3.2.6 Розрахунок накладних витрат

Величина накладних витрат становить 400% від основної заробітної плати робітників, які зайняті техобслуговуванням і ремонтом електроустаткування:

Розрахунок витрат на техобслуговування та ремонт електроустаткування наведемо у вигляді таблиці 3.6

Таблиця 3.6 — Витрати на ремонт та техобслуговування устаткування

3.3 Вартість електроенергії

У річні експлуатаційні витрати включається тільки вартість втрат електроенергії.

Втрати потужності визначаємо за формулою:

(3.25)

деактивна потужність, кВт;

— коефіцієнт корисної дії електрообладнання, 0,7−0,85;

Річні втрати електроенергії визначаються за формулою:

(3.26)

де — втрати потужності, кВт;

— годовой действительный фонд рабочего времени оборудования, час;

Вартість електроенергії визначаємо за формулою:

(3.27)

девтрати електроенергії, кВт/ч;

— вартість одного кВт/ч електроенергії;

3.4 Розрахунок амортизаційних відрахувань на відновлення електроустаткування

Річні експлуатаційні відрахування визначаються за формулою:

(3.30)

де — норма експлуатаційних відрахувань, 6,5−10,5%;

— капітальні витрати на придбання, доставку та монтаж електроустаткування;

3.5 Розрахунок річних експлуатаційних витрат

Річні експлуатаційні витрати визначаємо за формулою:

(3.31)

де — витрати на техобслуговування та ремонт, грн;

— вартість електроенергії, грн;

— річні амортизаційні відрахування на відновлення електроустаткування, грн;

Розрахунок зведемо до табл. 3.7.

Таблиця 3.7 — Річні експлуатаційні витрати

4. ОХОРОНА ПРАЦІ

4.1 Розрахунок захисного заземлення

Захисне заземлення — навмисне електричне з'єднання з землею або її еквівалентом металевих не струмопровідних частин електроустановок, які можуть виявитися під напругою.

Заземленню підлягають усі об'єкти (корпуси електричних машин, трансформатори, апарати та їхні приводи, світильники, вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів, каркасів розподільних щитів і шаф, сталевих труб електропроводки та інших металевих конструкцій) при змінній напрузі 380 В і вище і постійній напрузі 440 В і вище у всіх випадках, а при змінній напрузі вище 42 В і постійній напрузі вище 110 В — тільки в приміщеннях із підвищеною небезпекою, особливо небезпечних і у зовнішніх установках. У вибухонебезпечних приміщеннях заземлення здійснюють при будь-якій змінній і постійній напрузі.

Робоче заземлення — це заземлення, що призначене для утворення нормальних умов роботи апарату або електроустановки. До робочого заземлення відносяться заземлення нейтралів трансформаторів, генераторів, дугогаснучих котушок. Без робочого заземлення апарат не може виконувати свої функції або порушується режим роботи електроустановки.

Для захисту обладнання від пошкоджень ударом блискавки застосовується грозозахист. Пристрій захисту від блискавки, або блискавковідвід, складається з опори, блискавко приймача, струмовідводу та заземлювача.

Залежно від місця розташування заземлювачів щодо заземлюючого устаткування розрізняють два типи заземлюючих пристроїв: виносні та контурні.

При виносному заземлюючому пристрої заземлювач винесений за межі площадки, на якій розміщене заземлене устаткування або зосереджене на деякій частині цієї площадки.

При контурному заземлюючому пристрої електроди заземлювача розміщають за контуром (периметром) площадки, на якій перебуває заземлене устаткування, а також усередині цієї площадки.

Зазвичай для виконання усіх типів заземлення (захисного, робочого та грозозахисту) використовують один заземлюючий пристрій.

У якості заземлювачів, у першу чергу, слід використовувати природні заземлювачі у вигляді прокладених під землею металевих комунікацій (за винятком трубопроводів для пальних і взривчастих речовин, труб теплотрас), металеві конструкції будівель сполучених із землею, свинцевих оболонок кабелів, обсадних труб артезіанських колодязів, свердловин.

Якщо опір природних заземлювачів вдовольняє потрібному значенню опору розтікання струму, то встановлення природних заземлювачів не потрібно.

Коли природні заземлювачі відсутні або використання їх не дає потрібних результатів, застосовують штучні заземлювачі: стрижні з кутової сталі розміром 50*50, 60*60, 75*75 з товщиною стінки не менше ніж 4 мм та завдовжки 2,5−3 м; сталеві труби діаметром 50−60 мм та завдовжки 2,5−3 м з товщиною стінок не менше ніж 3,5 мм; пруткова сталь діаметром не менше ніж 10 мм та завдовжки до 10 м та більше.

Заземлювачі забивають в ряд або за контуром на таку глибину, при якій від верхнього кінця заземлювача до поверхні землі залишається 0,5−0,8 м. Відстань між вертикальними заземлювачами має бути не менше ніж 2,5−3 м.

Для з'єднання вертикальних заземлювачів між собою застосовують сталеві смуги завтовшки не менше ніж 4 мм і перетином не менше ніж 48 мм² або сталевий дріт діаметром не менше ніж 6 мм. Смуги (горизонтальні заземлювачі) сполучають з вертикальними заземлювачами зваркою.

Захисне заземлення для всіх установок повинно бути 4 Ом.

Перед розрахунком заземлення необхідно визначити розрахункове заземлення ґрунту для вертикальних заземлювачів.

Розрахунковий питомий опір ґрунту з урахуванням коефіцієнту сезонності для вертикальних заземлювачів розраховуємо за формулою:

(4.1)

де — коефіцієнт сезонності, який залежить від климатичних зон та виду заземлювача;

— питомий опір ґрунту,

— для глини ()

Для горизонтальних заземлювачів розраховуємо питомий опір ґрунту за формулою (4.1):

Визначаємо опір розтікання одного вертикального заземлювача за формулою:

(4.2)

де — розрахунковий питомий опір ґрунту для вертикального заземлювача;

— довжина заземлювача,

— відстань між поверхні землі до середини вертикального заземлювача;

При цьому ,

— відстань від поверхні землі до верхнього кінця вертикального заземлювача;

(4.3)

(4.4)

Встановив характер розташування заземлювачів (в ряд чи за контуром), визначаємо кількість вертикальних заземлювачів за формулою:

(4.5)

де — опір заземлення;

— опір розтікання одного вертикального заземлювача,

— коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів, що залежить від кількості заземлювачів та відстані між ними; приймаємо за;

Приймаємо 7 уголков.

Довжину горизонтального заземлювача (смуги) розраховуємо за формулою:

(4.6)

де — кількість вертикальних заземлювачів;

— відстань поміж заземлювачів;

Приймаємо 19 м.

Визначаємо опір розтікання горизонтального заземлювача. Для стрижньового круглого перетину опір розтікання розраховуємо за формулою:

(4.7)

де — розрахунковий питомий опір ґрунту для горизонтального заземлювача;

— довжина горизонтального заземлювача, при цьому ,

— заглиблення електроду горизонтального заземлювача;

— діаметр горизонтального заземлювача;

(4.8)

де — ширина смуги, Дійсний опір розтікання горизонтального заземлювача з урахуванням коефіцієнту використання горизонтального смугастого електроду визначаємо за формулою:

(4.9)

де — опір розтікання горизонтального заземлювача, ;

— коефіцієнт використання горизонтального заземлювача, визначаємо за ;