Содержание

Введение 7

1 Основная часть 11

1.1 Выбор силовых трансформаторов 11

1.2 Расчет токов короткого замыкания 17

1.3 Выбор сечений кабеля 19

1.4 Выбор высоковольтной оборудований 21

2Заземляющая устройства 25

3 Молниезащита 29

4 Релейная защита 32

4.1Общее сведение 32

4.2 Устройства АПВ 33

5Охрана труда 40

5.1Техника безопасности 40

5.2 Средства индивидуальной защиты 41

5.3 Пожарная безопасность 42

5.4 Электробезопасность 43

6 Промышленная экология 44

6.1 Охрана окружающей среды 44

6.2Влияние электромагнитных полей на организм человека 49

6.3 Защита от электромагнитных излучений 50

7 Экономика и организация производства 51

7.1 Общие положения 51

7.2 Организация и планирование технического обслуживания и

ремонта оборудования подстанции 51

7.3 Экономическая эффективность электрической системы 54

Заключения 57

Список использованной литературы 58

Введение

Электрические сети являются частью электрической системы, которая в свою очередь, представляет собой частью энергетической системы.

Энергетической системой называется совокупность электростанций, подстанций и приёмников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразования, распределение тепловой и электрической энергии. Единая энергетическая система объединяет энергетические системы отдельных районов, соединяя их линиями электропередачи.

Электрическая система, представляет собой электрическую часть энергетической системы, объединяет и связывает линиями электропередачи генераторы электрических станций, повысительные, понизительные и преобразовательные подстанции и приемники электроэнергии (электроприемники).

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных устройств, соединенных линиями электропередачи, и работающая на определенной территории. Электрическая сеть предприятия, объединяя понизительные и преобразовательные подстанции, распределительные пункты (РП), электроприемники и ЛЭП, является продолжением электрической системы.

Приём, преобразование и передача электроэнергии происходят на подстанциях (ГП)- электроустановке, состоящей из трансформаторов или иных преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств.

Распределение поступающей электроэнергии без трансформации или её преобразование выполняются на РП, который может совмещаться с подстанцией, обслуживающей примыкающих к ней потребителей.

Как правило, предприятия получают питание от районных электрических сетей на напряжениях от 6 до 220 кВ на крупные энергоемкие предприятия электроэнергия подается на напряжениях 330 и 500кВ на предприятиях с большим потреблением тепловой энергии и на энергоемких предприятиях сооружаются собственные тепловые электроцентраль (ТЭЦ), генераторы которых связанные с районными электрическими системами. Связь с системой осуществляется по ЛЭП непосредственно на генераторном или повышенном напряжении электростанции либо через отдельные пункты приема электроэнергии от энергосистемы.

Источниками питания предприятия могут быть: распределительное устройство (РУ) генераторного напряжения электростанции либо распределительное устройство вторичного напряжения понизительной подстанции энергосистемы или подстанции 35-220 кВ промышленного предприятия, к которому присоединены его распределительные сети. Под источниками питания подразумеваются: подстанции энергосистемы, расположенные в непосредственной близости от предприятия; его узловая распределительная подстанция (УРП); главная понизительная подстанция (ГПП); собственная ТЭЦ предприятия.

Узловой распределительной подстанцией называется центральная подстанция предприятия, получающая электроэнергию от энергосистемы на напряжениях 110-500кВ и распределяющая её на напряжениях 35-110кВ по подстанциям глубоких вводов на территории предприятия. В зависимости от напряжения УРП может быть чисто распределительной или с частотой трансформацией. Если значительная часть электроэнергии потребляется предприятием от энергосистемы, его УРП совмещается с подстанцией.

Главные понизительные подстанции получают питание от энергосистемы на напряжениях 35-220кВ и распределяет энергию на пониженном напряжении 6-10кВ по всему объекту или отдельному ему району.

Глубоким вводом называется система электроснабжения с приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов. Подстанции глубоких вводов (ПГВ) размещаются на территории предприятия рядом с наиболее крупными объектами потребления электроэнергии и получают питание от энергосистемы, УРП, ГПП или ТЭЦ предприятия.

Приемным пунктом электроэнергии называется ТП или РП предприятия, куда поступает электроэнергия от источников питания. В зависимости от потребляемой мощности и удаленности от источника питания приемным пунктом электроэнергии может быть: УРП, ГПП, ПГВ, центральный распределительный пункт (ЦРП), РП, цеховая ТП.

Центральный распределительный пункт получает питание непосредственно от энергосистемы или ТЭЦ предприятия на напряжениях 6-20кВ и распределяет её на том же напряжении между РП и ТП по всему по всему объекту или его части.

Цеховой ТП называется подстанция, преобразующая электроэнергию на напряжении (до 1000В) и непосредственно питающая электроприемники одного или нескольких прилегающих цехов, либо части большого цеха. В ряде случаев от тех же подстанций питаются электроприемники напряжением свыше 1000В.

В отношении мер безопасности ЭУ делится на: 1) ЭУ напряжением до 1кВ с глухозаземленойнейтралью; 2) ЭУ напряжением до 1кВ с изолированной нейтралью; 3) ЭУ с малым напряжением (до 42кВ); 4) ЭУ с напряжением выше 1кВ с малыми токами замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью; 5) ЭУ с напряжением выше 1кВ с большими токами замыкания на землю в сетях с эффективно заземленнойнейтралью.

Приемником электрической энергии (электроприемником ЭП) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электроэнергии в другой вид энергии.

Бесперебойность (надежность) электроснабжения электроприемников (потребителей) электрической энергии в любой момент времени определяется режимами их работы. В отношении обеспечения надежности электроснабжения, характера и тяжести последствий от перерыва питания приемники электрической энергии согласно ПУЭ, разделяются на следующие три категории:

Электроприемники 1 категории – электроприемники, перерыв электроснабжения, который может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирование особо важных элементов коммунального хозяйства. Удельный вес нагрузок потребителей 1 категории в большинстве отраслей промышленности не велики, за исключением химических и металлургических производств. На нефтехимических заводах и заводах синтетического каучука нагрузка потребителей 1 категории составляет 75-80% суммарной расчетной нагрузки предприятия; на металлургических заводах, имеющих в своем составе только коксохимические, доменные и конвертные цехи, она равна 70-80%; на металлургических заводах с полным металлургическим циклом нагрузка 1 категории достигает 25-40%.

Из состава ЭП 1 категории выделена так называемая особая группа ЭП, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. К ним относятся электродвигатели задвижек и запорной арматуры, приводы компрессоров, вентиляторов, насосов, подъемных машин на подземных рудниках, обеспечивающих своевременную эвакуацию людей, а также аварийное освещение в некоторых производствах. На некоторых предприятиях прекращение вентиляции помещений может вызвать опасную концентрацию горючих или токсичных газов, остановка насосов может привести к пожару или взрыву.

ЭП 1 категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при аварии на одном из ИП может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников 1 категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего ИП.

Источником питания (ИП) или центром питания (ЦП) называется распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ) электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения (РУНН) понижающей подстанции энергосистемы или подстанции 35-220 кВ промышленного предприятия.

Независимым источником питания электроприемника или группы электроприемников называется ИП,- на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных для послеаварийного режима, при исчезновении его на других источниках питания этих электроприемников. На промышленных предприятиях к числу независимых ИП можно отнести собственную промышленную теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), генераторы электростанции, работающие на разные секции шин и имеющие независимые первичные двигатели; линии, секции, трансформаторы разных подстанций энергосистемы; аккумуляторные батареи.

Электроприемники 2 категории – это такие ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, к массовому простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских жителей. ЭП 2 категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых ИП. Для ЭП 2 категории при нарушении электроснабжения одного ИП допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания ими дежурного персонала. Электроприемниками 3 категории называются все остальные электроприемники, не подходящие под определения 1и 2 категорий. Для электроснабжения электроприемников 3 категории достаточно одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают 1 суток.

1 Основная часть

1.1 Выбор силовых трансформаторов

Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.

Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.

На подстанции "Кызылорда" в настоящее время принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. При этом простыми конструктивными решениями можно учесть возможное развитие с сохранением схемы и установкой трансформаторов большей мощности.

Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция «Кызылорда» осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать естественного сокращения срока его службы. Поэтому на подстанции Кызылорда"" применена, схема двухтрансформаторной подстанции. Установлены два трансформатора с РПН типа ТДТН 40000/110. Этот трансформатор имеет регулирование напряжения в нейтрали16% ( 9 ступеней) обмотки ВН и дополнительное регулирование с ПБВ на стороне СН 22,5%. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для проверки правильности принятого решения проведем расчет основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов. В качестве альтернативного варианта рассмотрим вариант, где вместо двух трансформаторов установлены четыре трансформатора меньшей мощности.

При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов. Для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов типа ТДТН 40000/110 на подстанции "Кызылорда" проведем сравнительный анализ двух вариантов.

Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов равна 34560 кВА. Средняя расчетная полная мощность приемников равна 31154 кВА. Среднегодовая температура в Липецке равна 5⁰С. Так как подстанция «Кызылорда» снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых равна

(1.1)

кВА.

Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей, когда основной потребитель подстанции – Станкостроительный завод работает не на полную мощность. В действительности подстанция «Кызылорда» рассчитана на передачу большей мощности. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов или четырех трансформатора. Из справочника выбираем два трехфазных трансформатора типа ТДТН-40000/110 и четыре трехфазных трансформаторов ТДНТ – 25000/110. Паспортные данные представлены в таблице 1.1,1.2.

Таблица 1.1

Паспортные данные первого варианта трансформатора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DDРхх, кВт	DDРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, тг.
ТДТН– 40000/110	115	11	6,6	2	50	230	0,9	10,5	8456000

Таблица 1.2

Паспортные данные второго варианта трансформатора

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uсн, кВ	Uсн, кВ	n, шт.	DDРхх, кВт	DDРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Цена, тг.
ТДТН– 25000/110	242	110	6,6	4	36	145	1	10,5	13720000

(2)

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна

(3)

кВА

(4)

кВА

Тогда коэффициент загрузки определяется

(5)

(6)

Определяем коэффициент допустимой перегрузки м_л трансформатора зимой

м_л1 = 1 – к_з.т.1. (7)

м_л1= 1 – 0,43 = 0,57

м_л2 = 1 – к_з.т.2. (8)

м_л2 = 1 – 0,35 = 0,65

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем м_л=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

(9)

(10)

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна

_, (11)

_, (12)

Из приведенного расчета можно сделать вывод о том, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, представленного в главе 7.

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с существенной недогрузкой. Установка четырех трансформаторов приведет к усложнению схемы, увеличится число коммутационных аппаратов, что приведет к увеличению капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, обоснованность использования двух трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН–25000/110.

Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее. Принципиальная схема подстанции 110/10 кВ «Кызылорда» представлена на рисунке 1.1.

Рисунок1.2 - Принципиальная схема подстанции «Кызылорда»

При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость электрической схемы;

- экономическая целесообразность.

Подстанция «Кызылорда» получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ.На подстанции осуществляется понижение напряжения от 110 кВ до 10 кВ. Электроэнергия поступает на открытое распределительное устройство 110 кВ по двухцепной воздушной ЛЭП, затем трансформируется и распределяется между потребителями в закрытом распределительном устройстве 10 кВ. На подстанции «Кызылорда» применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации.

Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установленкороткозамыкактели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. В случае возникновения повреждения на трансформаторе или шинах подстанции устройства релейной защиты трансформатора дает сигнал короткозамыкателю. Он создает искусственное короткое замыкание в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию. Перемычка на стороне высшего напряжения увеличивает маневренность тупиковой подстанции.

При эксплуатации упрощенных подстанций выявились существенные недостатки в работе ОД и короткозамыкателя открытого исполнения. Время срабатывания этих аппаратов велико, что затрудняет автоматическое повторное включение (АПВ) головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того, включение короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети. Применение телеотключающего импульса позволяет избежать снижения напряжения, вызываемого включением короткозамыкателя. В настоящее время ОД и короткозамыкатели модернизируют, помещая контакты в закрытую оболочку заполненную элегазом.

Подстанция «Кызылорда» имеет две секции шин по 10 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 10 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 10 кВ используется радиальная схема. Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 10 кВ с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен и каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель и питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений.