Электроснабжение конверторного цеха металлургического комбината

Такие энергоемкие предприятия, как «НЛМК» предъявляют серьезные требования к надежности электроснабжения, поскольку основные вида оборудования на данном предприятии относятся к приемникам первой категории, перебой в электроснабжении которых может привести к нарушению технологического процесса, а также к угрозе здоровья обслуживающего персонала.

Надежность электроснабжения осуществляется строительством радиальных схем электроснабжения, использование устройств автоматического включения резерва на секционных выключателях. Благодаря этому, схемы электроснабжения подстанций «НЛМК» имеют до одиннадцати режимных схем.

Все это дает возможность в кратчайшие сроки производить ремонт, выполнение строительно-монтажных работ без нарушения технологического процесса. Также схемы электроснабжения должны обладать определенным уровнем гибкости, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания.

ОАО «Новолипецкий металлургический комбинат» является крупнейшим предприятием черной металлургии, который выпускает агломерат, чугун, сталь прокатную, трубы литые и другие виды металлургического производства. Машиностроение, автомобилеи судостроение, энергетика, сельское хозяйство — это лишь несколько отраслей, поставщиком металлов для которых является Новолипецкий металлургический комбинат. В производственную структуру предприятия входят цеха основного производства: доменный, конвертерный, сталеплавильный, прокатный, коксохимический, агломерационное производство, топливно-энергетический комплекс, железнодорожный, автоцеха и другие.

1. Характеристика объекта электроснабжения и окружающая среда

1.1 Описание системы электроснабжения конверторного цеха № 2

В комплекс конвертерного цеха входят главный корпус с конверторным отделением, отделения непрерывной разливки стали и миксерное, ряд насосных, дымососная, вентиляционная и кислородная станции, а также ряд вспомогательных объектов. Характерными особенностями технологического процесса, определяющими основные требования к электроприводу и электрооборудованию конверторного цеха, являются цикличность процесса, необходимость его безаварийного завершения при отказах отдельных приводов, ограниченность ускорений в связи с операциями с жидким металлом, тяжелые температурные условия в отдельных зонах цеха, высокая концентрация токопроводящей пыли. Электроприемники основного технологического конверторного цеха относятся к I категории по бесперебойности электроснабжения. Это оборудование обеспечивается питанием от двух независимых источников, и перерыв в питании осуществляется только на время включения резерва. Из этой категории в конверторном цехе выделяются электроприемники так называемой особой группы, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства. Практика показала, что даже при наличии двух независимых источников питания может иметь место полное или частичное отключение электроснабжения. Питание конверторного отделения кислородно-конверторного цеха № 2 ОАО «НЛМК» осуществляется от главной понизительной подстанции № 7 и ТЭЦ. Секции шин 10кВ распределительного устройства ГПП-7 и ТЭЦ питают соответствующие секции шин распределительного пункта № 20. В курсовом проекте рассмотрены основные вопросы, связанные с электроснабжением конверторного отделения.

Питание ГПП-7 осуществляется от распределительного пункта (РП-1) тремя кабельными вводами 110 кВ по блочной схеме линия-трансформатор от ячеек 21, 16, 18. Главная понижающая подстанция (ГПП-7) 110/10 кВ предназначена для электроснабжения комплекса КЦ № 2 НЛМК. ГПП-7 обеспечивает питание всего технологического комплекса КЦ № 2, в том числе и вспомогательные производства. Принципиальная схема ГПП-7 приведена на рис. 1.1.

На ГПП-7 установлены три силовых двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой напряжением 110/10/10 кВ мощностью 63 МВА типа ТРДЦНК (с регулированием под нагрузкой, с дутьем и принудительной циркуляцией масла). Трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН) являются основным средством регулирования напряжения в сетях промышленного предприятия.

Первый ввод от трансформатор Т1 подключен к 69 ячейке первой секции шин, второй ввод трансформатора Т1 — к 70 ячейке второй секции шин. Четыре ввода трансформатора Т2 подключены так: первый ввод — к 78 ячейке третьей секции шин; второй ввод — к 74 ячейке четвертой секции шин; третий ввод — к 121 ячейке пятой секции шин; четвертый ввод — к 124 ячейке шестой секции шин. Третий трансформатор Т3 подключен первым вводом к 143 ячейке пятой секции шин, вторым вводом — к 150 ячейке шестой секции шин.

Для ограничения токов короткого замыкания применяются бетонные реакторы РБА-10−3000−12 и РБДГ-10−4000−0,18 (выбор реакторов производится по условиям длительной работы, то есть по номинальному напряжению, номинальному току и величине индуктивного сопротивления, необходимого для желаемой степени ограничения тока короткого замыкания).

Для предотвращения роста токов короткого замыкания на ГПП-7 применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой (их сопротивление в режиме короткого замыкания примерно в 2 раза больше по сравнению с трансформаторами без расщепления) и токоограничивающие реакторы (токоограничивающий реактор — это катушка без стального магнитопровода с изолированными друг от друга витками, укрепленными в бетонных колоннах). Применение на подстанции реактора также позволяет использовать сравнительно легкую аппаратуру (выключатели, разъединители) и не завышать сечение кабелей.

Рис. 1.1 Принципиальная схема электроснабжения ГПП-7 ККЦ-2

1.2 Система электроснабжения РП № 7−2

В отделе непрерывной разливки стали (ОНРС) расположено РП-7−2 с распределительным устройством (РУ) 10 кВ. Принципиальная схема РП-7−2 приведена на рис. 2 в ПРИЛОЖЕНИИ. Распределительное устройство 10 кВ № 7−2 расположено в электропомещении (ЭП) № 7. РП-7−2 питается двумя кабельными линиями от ГПП-7 и одной кабельной линией от подстанции № 21, в свою очередь запитанной от ТЭЦ. Распределительное устройство комплектуется из камер КРУ2−10−20 и ШВВ (шкафов высоковольтного ввода) Хмельницкого и Запорожского трансформаторного заводов. РУ состоит из трех секций шин.

РУ предназначено для питания следующих объектов участка огневой зачистки слябов: насосных, КТП механизмов цеха, непосредственно линии огневой зачистки. От РУ питается также КТП блоков № 2 и № 2 участка непрерывной разливки стали (УНРС). Согласно проекту расчетные нагрузки секций РУ составляют: первая секция — 6200 кВА; вторая секция — 4750 кВА; третья секция — 4550 кВА. Категория нагрузки — первая.

Вводы 10 кВ и секционные выключатели снабжены устройством автоматического включения резерва (АВР) с пуском по частоте и по напряжению. Проектом предусмотрено АВР двустороннего действия между вводами 1 и 2, и одностороннего действия между вводами 2 и 3 — включение секционного выключателя между вторым и третьим вводами происходит в случае исчезновения напряжения на вводе № 3.

Реле косвенного действия воздействуют на отключение и включение выключателей с помощью специальных электромагнитов, питаемых от сети постоянного или переменного тока, называемого оперативным. Оперативный ток используется также для различных вспомогательных реле (промежуточных, указательных, времени) в схемах релейной защиты, а также для работы сигнализации. На РП-7−2 автоматика, релейная защита и управление масляными выключателями осуществляется на постоянном оперативном токе с напряжением 220 кВ.

Схема электроснабжения РП-7−2 приведена на рис. 1.2.

Рис. 1.2 Схема электроснабжения РП-7−2 ККЦ-2

1.3 Окружающая среда конверторного цеха № 2 и ее влияние на работу электрооборудования

В Российской Федерации за последние несколько десятилетий в условиях ускоренной индустриализации и химизации производства подчас внедрялись экологически грязные технологии. Это не только ухудшило условия, в которых живет человек (воздух, которым он дышит; вода, которую он пьет; земля, на которой он живет), но и нанесло непосредственный вред экономике России.

Каждый крупный регион, представляющий собой территорию с определенными природными условиями и конкретным типом хозяйственного освоения, заслуживает особого рассмотрения с экологической точки зрения. Важность регионального экологического анализа заключается в том, что его результаты имеют большое прикладное значение. Помимо этого экологическое состояние регионов, в конечном счете, определяет и глобальное состояние природных компонентов.

При выборе конструкций воздушных линий электропередачи необходимо уточнить климатические условия. Должно быть установлено действие как природных условий, так и существующих или проектируемых инженерных сооружений.

Для полного представления о характере местности, в которой будет работать электрооборудование, следует также учитывать такие природные факторы как атмосферные осадки (дождь, снег, роса, туман), изморозь, гололед, ветер, грозы, промерзание почвы, а также сейсмичность. Атмосфера может оказывать на электрооборудование неблагоприятное влияние не только вследствие особенностей своего теплового и влажностного состояния, но также и по своей агрессивности и электропроводности из-за наличия в ней различных примесей, аэрозолей газового характера и в виде жидких и твердых растворимых и нерастворимых частиц. Повсюду, где не производится ежедневная очистка, пыль, проникая в корпуса оборудования даже через небольшие отверстия, накапливается слоями. В результате в электрических машинах засоряются вентиляционные каналы, чувствительные приборы теряют точность из-за повышенного трения. Пыль, особенно непроводящая, обычно не ухудшает качества изоляции, однако оседая на изоляции и токоведущих частях, она способствует их увлажнению.

Гололед и изморозь являются важными факторами климата, подлежащими учету. Изморозь и гололед, сопровождающиеся сильным ветром часто приносят ущерб воздушным линиям, приводя к механическим перенапряжениям и как следствие к обрыву проводов, а в отдельных случаях даже к разрушению опор.

Экологические проблемы города связаны с чрезмерной концентрацией на сравнительно небольших территориях населения, транспорта и промышленных предприятий, образованием антропогенных ландшафтов, очень далеких от состояния экологического равновесия.

Обобщенные данные свидетельствует о сложном экологическом состоянии Липецка. Город стремительно растет, сливается с близлежащими селами. Сотни источников выбрасывают в воздух большое количество вредных веществ. Промышленные предприятия выбрасывают в атмосферный воздух пыль, диоксид серы, оксид углерода, диоксид азота, сероводород. В среднем валовый выброс вредных веществ составляет ежегодно примерно 350 тыс. тонн. Большой процент приходится на долю крупных предприятий: ОАО «НЛМК», Липецкая ТЭЦ-2, ОАО «ЛМЗ Свободный Сокол», Тепловые сети ОАО «Липецкэнерго», МУП «Липецктеплосеть».

При проектировании электроснабжения должны учитываться некоторые климатические особенности, которые определяются по картам климатического районирования с уточнением по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов. Согласно картам климатического районирования, предложенных в ПУЭ, Липецк находится во II районе по толщине стенки гололеда, II районе по скоростным напорам ветра и II районе по пляске проводов. Согласно ГОСТ 15 150–69 тип атмосферы в Липецке — II, что соответствует атмосфере промышленных районов.

Основные показатели состояния окружающей среды в городе Липецке и Липецкой области приведены в табл.1.1.

Таблица 1.1 Основные показатели состояния окружающей среды

Метеорологические условия производственных помещений зависят от наружных факторов и в значительной мере от особенностей производственного процесса. Часто тепловыделения настолько велики, что возникает необходимость удаления тепла и подачи снаружи атмосферного воздуха, что достигается устройством вентиляции. Для создания в помещениях нормальных условий работы, даже при отсутствии тепловыделений, необходимо постоянно заменять внутренний воздух наружным чистым. Помещения кислородно-конверторного цеха относится к помещениям с нормальной средой, они сухие, отапливаемые, не опасные к коррозии, пожару, взрыву. Всё электрооборудование распределительной подстанции находится в электрозале. Для поддержания температуры в заданном пределе и влажности воздуха, в вентиляционных камерах установлены блоки очистки воздуха, охлаждения и подогрева. В зависимости от температуры окружающей среды в электропомещениях, в том числе и в РП-20 подаётся подогретый или охлаждённый воздух по коробам приточной вентиляции.

Надежность электротехнических устройств в значительной степени зависит от условий эксплуатации. Удары, вибрация, перегрузки, перепады температуры, повышенная влажность, электрические и магнитные поля, солнечная радиация, песок, плесень, вызывающие коррозию жидкости и газы — все это влияет на работу электротехнического устройства. Поэтому особенно важно, чтобы обслуживающий персонал хорошо знал уровень, продолжительность, характер воздействия каждого из этих факторов и степень их влияния на надежность электротехнического устройства, так как от этого зависит срок службы электроустановки.

2. Характеристика электрооборудования РП №7−2

2.1 Маломасляные выключатели типа ВМПЭ-10

На РП-7−2 в КРУ применяются выключатели серии ВМПЭ, трехполюсные маломасляные подвесные с электромагнитным приводом.

Принцип работы выключателя основан на гашении электрической дуги, возникающей при размыкании контактов, потоком газомасляной смеси, образующейся в результате интенсивного разложения трансформаторного масла под действием высокой температуры дуги. Этот поток получает определенное направление в специальном дугогасительном устройстве, размещенном в зоне горения дуги. После гашения дуги пары масла конденсируются под верхней крышкой выключателя в маслоотделителе и вновь заполняют камеру, а газы выбрасываются наружу через отверстие в верхней крышке.

Эффективность дугогасящего устройства (ДУ) и ресурс масляных выключателей в значительной мере обусловливается физико-химическими процессами, происходящими в зоне дугогашения. Образующиеся под действием дуговых разрядов продукты разложения масла (в особенности углерод), ионизированный газ, пары материала контактов снижают отключающую способность ДУ. Свободные частицы углерода снижают электрическую прочность промежутка, ухудшают процесс включения на короткое замыкание из-за преждевременного пробоя межконтактного промежутка. При взаимодействии продуктов разложения масла и изоляционных элементов ДУ с материалом контактов поверхность последних приобретает рыхлую структуру, что приводит к их быстрому разрушению. Так, на медных контактах образуется рыхлый слой карбида меди. Теплопроводность и дугостойкость этого слоя значительно ниже, чем у меди. Это затрудняет теплоотвод из зоны оснований дуги на контактах и снижает их ресурс. Кроме того, оседание продуктов разложения масла на контактах увеличивает их переходное сопротивление.

Технические данные выключателя серии ВМПЭ приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Технические данные ВМПЭ-10К-600А

Исследования показывают, что длительность горения дуги с увеличением числа отключений возрастает уже после 10−15 отключений. Это обусловлено весьма интенсивным увеличением продуктов разложения, что увеличивает длительность горения дуги и приводит к весьма высоким резкому снижению сопротивления внутренней изоляции уже после одного — трех отключений, а после восьми-десяти отключений оно снижалось до 50−30 Мом. После слива и очистки масла сопротивление изоляции восстанавливалось до первоначального значения, превышающего 10 000 Мом.

Таким образом, анализ экспериментальных данных показывает, что основными факторами, влияющими на отключающую способность дугогасительных устройств, являются:

— увеличение длины межконтактного промежутка до оптимального значения в момент перехода тока через ноль;

— ускорение режима истечения газопаровой смеси, что обеспечивается минимальным расстоянием между неподвижным контактом и первой дутьевой щелью;

— улучшение теплоотвода от ствола дуги, что достигается увеличением сечений дутьевых щелей;

— повышение давления газопаровой смеси при переходе через нуль путем применения воздушных подушек и наддува надкамерного пространства.

К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:

— надежное отключение любых токов;

— быстрое действие;

— пригодность для быстродействующего автономного повторного включения, то есть быстрого включения выключателя сразу же после отключения;

— легкость ревизии и осмотра контактов;

— взрывои пожаро-безопасность;

— удобство транспортировки и эксплуатации.

По сравнению с баковыми и воздушными маломасляные выключатели обладают следующими преимуществами:

— они имеют меньшую массу и габаритные размеры при малом объеме масла;

— ДУ всегда готово к работе независимо от наличия сжатого воздуха;

— осмотр и ремонт дугогасительных камер и контактов возможен без слива масла, что обеспечивает удобство эксплуатации.

Однако эти выключатели имеют и недостатки:

— они менее надежны в работе, чем баковые; изоляционные детали — рубашки, опорная изоляция — подвергаются повышенным механическим нагрузкам;

— номинальный ток отключения маломасляных выключателей пока ниже, чем у баковых;

— маломасляные выключатели, как правило, не допускают установки встроенных трансформаторов тока.

Для управления выключателями служат электромагнитные приводы постоянного тока ПЭ-11 и ПЭГ-10. Электромагнитные приводы относятся к приводам прямого действия: энергия, необходимая для включения, сообщается приводу в процессе самого включения от источника постоянного тока. Усилие для включения выключателя создается стальным сердечником, катушка которого получает питание от источника постоянного тока. Ток, потребляемый электромагнитом включения привода ПЭ-11, 58 А, электромагнитом отключения-1,25, А при напряжении 220 В Недостатки: большой потребляемый ток и как следствие этого необходимость установки мощной аккумуляторной.

2.2 Вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-10−15,5/630

Выключатели состоят из трех полюсов, установленных на металлическом корпусе, в котором размещаются электромагнитные приводы каждого полюса с магнитной защелкой, удерживающей выключатель неограниченно долго во включенном положении после прерывания тока в катушке электромагнита привода.

Конструктивно полюс выключателя состоит из следующих основных элементов:

— вакуумной дугогасящей камеры (ВДК), включающей в себя верхний (неподвижный) и нижний (подвижный) контакты, керамические изоляторы и внешний сильфон;

— ошиновки, включающей в себя верхнюю и нижнюю токоведущую шину, а также гибкий токосъем;

— тяговый изолятор;

— электромагнитный привод с «магнитной» защелкой, включающей в себя якорь, катушку и кольцевой магнит, отключающую пружину и пружину дополнительного поджатия.

В выключателях применяется современная конструкция ВДК с аксиальным магнитным полем. Дуга в таком поле находится все время в диффузионном состоянии, что существенно уменьшает износ, который не превышает 1 мм после исчерпания коммутационного ресурса. Вакуумная дугогасительная камера состоит из следующих основных элементов: изоляционного корпуса, токоведущих стержней с коммутирующими контактами, системы металлических контактов, фланцев и сильфона.

Гашение дуги переменного тока осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК) при разведении контактов в глубоком вакууме (остаточное давление порядка 10−6 мм рт. ст.). Носителями заряда при горении дуги являются пары металла. Из-за практического отсутствия среды в межконтактном промежутке, конденсация паров металла в момент перехода тока через естественный ноль осуществляется за чрезвычайно малое время (10−5 с), после чего происходит быстрое восстановление электрической прочности ВДК. Электрическая прочность вакуума составляет порядка 30 кВ/мм, что гарантирует отключение тока при расхождении контактов более 1 мм.

Вакуумные выключатели типа ВВ/TEL применяются в ячейках КРУ внутренней установки. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование пофазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой», механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления.

Такая конструкция позволила достичь следующих отличительных особенностей по сравнению с традиционными вакуумными выключателями типа ВВЭ: высокий коммутационный и механический ресурс; малое потребление по цепям включения и отключения; малые габариты и вес; возможность управления как по цепям оперативного постоянного, так и по цепям оперативного переменного тока; отсутствие необходимых ремонтов в эксплуатационных условиях в течение всего срока службы (выключатель BB/ TEL действительно не требует проведения планово-предупредительных ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации благодаря высокой надежности конструкции, отсутствию изнашивания деталей и высокой стабильности заводских регулировок); низкая трудоемкость производства и умеренная цена. Технические характеристики выключателей серии ВВ/TEL приведены в табл.2.2.

Сейчас на РП-7−2 предполагается производить замену других типов выключателей именно выключателями ВВ/TEL, поскольку они имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными вакуумными и масляными выключателями.

Таблица 2.2 Технические характеристики выключатели типа ВВ/TEL-10−15,5/630

2.3 Вакуумные выключатели типа ВВЭ-10

На РП-7−2 используются также вакуумные выключатели типа ВВЭ-10. Технические характеристики вакуумных выключателей типа ВВЭ-10 приведены в табл.2.3.

Таблица 2.3 Технические характеристики вакуумных выключателей типа ВВЭ-10

Использование вакуумных выключателей имеет свои преимущества и недостатки. Достоинства: простота конструкции; высокая надежность; высокая коммутационная износостойкость; малые размеры; пожарои взрывобезопасность; отсутствие шума при операциях; отсутствие загрязнения окружающей среды; малые эксплуатационные расходы. Недостатки: сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения; возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов.

2.4 Комплектные распределительные устройства типа КРУ2−10−20

РУ-10 кВ комплектуется из шкафов КРУ2−10−20. (комплектное распределительное устройство (КРУ) с выключателями ВМПЭ — 10, ВВЭ-10 с электромагнитным приводом ПЭ-11, расположенном на выкатной тележке).

Шкаф КРУ с выключателем состоит из трех основных частей: корпуса шкафа, выдвижного элемента (тележки), релейного шкафа. Корпус разделен металлическими перегородками на следующие основные части: отсек сборных шин; отсек верхних контактов розетки разъединителей; отсек трансформаторов тока, который комплектуется из трансформаторов тока типов ТПЛ и ТЗЛМ, ножей розетки разъединителя, эпоксидной заделки силовых высоковольтных кабелей, ножей заземляющих; отсек для размещения выдвижного элемента отделен от отсеков верхних и нижних контактов розетки разъединителей металлическим съемным листом и шторками, открывающимися при вкатывании выдвижного элемента в рабочее положение.

Технические характеристики шкафов КРУ2−10−20 приведены в табл.2.4.

Таблица 2.4 Технические характеристики шкафов КРУ2−10−20

Для обеспечения безопасности труда и предотвращения аварий предусматриваются специальные блокировки, которые делают невозможным:

— вкатывание тележки в корпус при включенном выключателе;

— включение выключателя в нефиксированном положении тележки;

— выкатывание тележки из рабочего положения при включенном выключателе;

— включение заземляющих разъединителей при рабочем положении тележки;

— вкатывание тележки в рабочее положение при включенных заземляющих ножах.

Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

2.5 Измерительные трансформаторы тока

Трансформатором тока (ТТ) называется измерительный аппарат, служащий для преобразования тока, у которого первичная обмотка включается в цепь последовательно, а вторичная — содержит измерительные приборы и реле защиты и автоматики.

В трансформаторе тока первичная обмотка изолирована от вторичной на полное напряжение. Вторичная обмотка в эксплуатации имеет потенциал близкий к потенциалу земли, так как один конец этой обмотки обычно заземлен. С помощью трансформатора тока можно измерять и учитывать ток высокого напряжения приборами низкого напряжения, доступными для непосредственного наблюдения персонала, и свести к измерению любого первичного тока.

Измерительные ТТ обладают следующими признаками:

— измерительный ТТ работает в условиях, близких к короткому замыканию, так как сопротивление во вторичной цепи у него весьма мало; этот режим является нормальным режимом работы;

— индукция в измерительном трансформаторе тока непостоянна и определяется измеряемым током и режимом эксплуатации трансформатора (в силовом трансформаторе индукция постоянна);

— ток во вторичной цепи измерительного трансформатора в известных пределах не зависит от нагрузочного сопротивления и в основном изменяется в соответствии с изменением первичного тока (в силовом трансформаторе ток изменяется в зависимости от нагрузки вторичной обмотки)

Трансформаторы тока предназначены для установки в комплектные распределительные устройства и служат для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам или устройствам защиты и управления, а также для отделения цепей измерения и защиты от цепей высокого напряжения в электрических установках переменного тока на класс напряжения до 10 кВ. В КРУ должно быть исключено воздействие на трансформатор солнечной радиации и существенно ограничено воздействие пыли.

Трансформатор выполнен в виде катушечной опорной конструкции. Блок катушек, состоящих из двух вторичных и общей первичной обмоток, залит изоляционным компаундом на основе эпоксидной смолы. В нижней части магнитопровода укреплены угольники, служащие опорой трансформатора. На одном из угольников расположены зажимы заземления.

В комплектных распределительных устройствах на РП-7−2 применяются

следующие трансформаторы тока: ТПЛ — 10−150/5, ТПЛ — 10−100/5, ТПЛ — 10−400/5, ТПЛ — 10−600/5, ТЗЛМ. Использовать эти многовитковые трансформаторы серии ТПЛ на РП-7−2 возможно благодаря тому, что первичные тока невелики. Технические данные трансформаторов тока серии ТПЛ приведены в табл.2.5.

Таблица 2.5 Технические данные трансформаторов тока серии ТПЛ

Трансформаторы выпускаются в различных исполнениях вторичных обмоток: одной обмоткой для защиты; двумя обмотками — одна для измерений, другая для защиты; двумя обмотками для защиты.

Для схем релейной защиты от замыкания на землю применяются трансформаторы тока ТЗЛМ, которые устанавливаются на кабель и встраиваются в КРУ. Следует отметить, что в схемах включения трансформаторов тока исключается установка предохранителей, так как разрыв ими вторичной обмотки мог бы привести к недопустимому повышению напряжения на вторичной обмотке (это может привести к перегреву и пробою изоляции вторичной обмотки трансформатора). Трансформатор тока работает в своем классе точности только при нормальной нагрузке; при увеличении нагрузки погрешности также увеличиваются.

При выборе трансформатора тока необходимо учитывать, что его реальной нагрузкой являются не только обмотки измерительных приборов и реле, но и сопротивления соединительных проводов.

2.6 Трансформаторы напряжения

Измерительным трансформатором напряжения (ТН) называется аппарат, предназначенный для преобразования высокого напряжения в низкое напряжение стандартной величины, удобное для измерений.

Первичная обмотка ТН изолируется от вторичной на полное рабочее напряжение. Для безопасности обслуживания один конец вторичной обмотки обязательно заземляется. Поэтому ТН изолирует вторичную обмотку, приборы и реле от цепи высокого напряжения и делает безопасным их обслуживание. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает с небольшой нагрузкой в режиме, близком к холостому ходу. Вторичная нагрузка измерительных приборов и реле не должна превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как это приведет к увеличению погрешностей.

На РП-7−2 используются трансформаторы напряжения НТМИ-10−66.

Технические данные трансформатора напряжения серии НТМИ приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6 Технические характеристики трансформатора напряжения серии НТМИ

Трансформатор напряжения по схеме включения напоминает силовой трансформатор, его первичная обмотка включена на напряжение сети, а ко вторичной обмотки присоединяются параллельно катушки измерительных приборов в реле. Трехфазные масляные трансформаторы типа НТМИ (трансформатор контроля напряжения с масляным охлаждением трехфазный для контроля изоляции) имеют пятистержневой магнитопровод и 3 обмотки. Этот трансформатор имеет 2 вторичные обмотки — для измерения напряжения и для контроля изоляции. В нормальном режиме на выводах вторичной обмотки напряжение близко к нулю, при замыкании на землю в первичной сети симметрия напряжений нарушается и на обмотке появляется напряжение, достаточное для срабатывания реле, которое сигнализирует о повреждении. Вторая обмотка предназначена для измерений линейных и фазных напряжений. Обмотки и магнитопровод трансформатора находятся в баке с маслом. Выводы первичной и вторичной обмоток выполняются через фарфоровые изоляторы и располагаются на крышке трансформатора.

2.7 Плавкие предохранители серии ПКТ

Высоковольтный предохранитель — коммутационный аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством расплавления плавкой вставки под действием тока, превышающего определенное значение.

Предохранители являются простейшими аппаратами токовой защиты, действие которых основано на перегорании плавкой вставки. После отключения цепи необходимо заменить перегоревшую вставку на исправную. Предохранитель включают последовательно в защищаемую цепь, для создания видимого разрыва используют неавтоматические выключатели (рубильник). Основными элементами предохранителя являются корпус, плавкая вставка, контактная часть, дугогасительное устройство и дугогасительная среда.

На РП-7−2 используют плавкие предохранители серии ПКТ-10. Технические данные предохранителей ПКТ-10 приведены в табл.2.7.

Таблица 2.7 Технические данные ПКТ-10

Предохранители серии ПКТ, применяемые для защиты трансформаторов напряжения имеют константановую вставку, намотанную на керамический сердечник. Указатель срабатывания у них отсутствует, о перегорании судят по показаниям приборов, включенных во вторичную цепь трансформатора. Благодаря малому сечению плавкой вставки предохранители ПКТ создают значительный токоограничивающий эффект.

2.8 Кабельные распределительные линии

Кабель состоит из токоведущих медных или алюминиевых жил, имею;

щих изоляцию жил и поясную изоляцию. Внутренняя оболочка (поясная изоляция) служит для усиления изоляции жил. Для защиты от механических повреждений в конструкцию кабеля входит броня, поверх которой накладывается внешняя покровная оболочка — для защиты металлической брони кабеля. Для прокладки в трубах по условиям протяжки не рекомендуется применять провода сечением выше 120 мм². На РП-7−2 для питания переносных и передвижных механизмов применяют шланговые многожильные гибкие провода или кабели с медными жилами и резиновой изоляцией марки КРПТ. Для цепей управления и возбуждения механизмов особой и первой категории применены кабели и провода с медными жилами. Все остальные кабели и провода с алюминиевыми жилами. В данных конструкциях применены кабели и провода с негорючими покровами: АВВГ, АКВВГ, КВВГ. Буквы в обозначении силовых кабелей указывают на материал жилы, изоляции, оболочки и защитного покрова. Медные токопроводящие жилы в маркировке кабеля не отмечаются специальной буквой, алюминиевая жила обозначается буквой А. Следующая буква обозначает материал изоляции (бумажная изоляция не имеет буквенного обозначения): П — полиэтиленовая, В — поливинилхлоридная, Р — резиновая. Далее следует буква, соответствующая типу защитной оболочки: А — алюминиевая, С — свинцовая, П — полиэтиленовый шланг, Воболочка из поливинилхлорида, Риз резины. Последние буквы указывают на тип защитного покрова (Ббронированный стальными лентами, Г — голый, без брони).

На рис. 2.1 приведена структурная схема цеха с распределительной сетью с указанием типов кабелей.

Рис. 2.1 Генеральный план КЦ № 2 с нанесением распределительной сети

3. Анализ электрических нагрузок цеха

3.1 Определение расчетных электрических нагрузок

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

При определении электрических нагрузок величины и коэффициенты, относящиеся к одному электроприемнику (ЭП), обозначаются строчными, а относящиеся к группе электроприемников — прописными буквами латинского или греческого алфавита. Следовательно, нужно рассчитать нагрузки, приходящиеся на каждый фидер 10 кВ, подходящий к проектируемой подстанции. Электрическая нагрузка — это потребляемая мощность, которую получает предприятие (потребитель), установка. Величина электрической мощности постоянно меняется, следовательно меняются и нагрузки. Существует множество методов расчета электрических нагрузок. Самым перспективным и более точным является метод вероятностно — статистических значений. Этот метод представляет собой попытку преодоления недостатков метода упорядоченных диаграмм. Существенный недостаток метода упорядоченных диаграмм заключается в том, что ошибки накапливаются от уровня к уровню. Происходит простое суммирование мощностей и коэффициентов в соответствии с расчетными выражениями, хотя электроприемники оказываются из разных групп. Но простое суммирование здесь недопустимо, так как многие из групп приемников совместно не работают. В статистическом методе учитывается, что даже для одной группы механизмов, работающих на данном участке производства, коэффициенты и показатели меняются в широких пределах, а так же учитывается то, что от одной линии питаются потребители с разными режимами работы. Этот статистический метод использует две интегральные характеристики: генеральную среднюю нагрузку Рср и генеральное среднее квадратичное математическое отклонение, где дисперсия D P берется для того же интервала осреднения.

Максимум нагрузки определяется так:

(3.1)

где — статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения графиком нагрузки P (t) уровня Pmax;

Методами математической статистики определяют Рср (как математическое ожидание) и дисперсию:

; (3.2)

. (3.3)

Значение? принимается различным. В данном случае используется правило трех сигм:? что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973.

Рассчитанные по формулам (3.1) — (3.3) данные для активной мощности представлены в табл. 3.1 для подходящих фидеров распределительного устройства напряжением 10 кВ.

Все формулы, данные выше, равнозначно справедливы и для реактивной мощности. Рассчитанные по формулам (3.1) — (3.3) данные для активной мощности представлены в табл. 3.2 для подходящих фидеров распределительного устройства напряжением 10 кВ.

Таблица 3.1 Значения активных нагрузок подходящих фидеров 10 кВ

Таблица 3.2 Значения реактивных нагрузок подходящих фидеров 10 кВ

3.2 Графики электрических нагрузок

Графики электрических нагрузок, то есть кривые изменения потребляемой активной мощности, являются наиболее достоверной информацией о режиме электропотребления. Они позволяют провести анализ режимов электропотребления и разработать рекомендации по их оптимизации. Снятие графиков нагрузок производилось с помощью счетчиков активной и реактивной энергии, показания счетчиков записывались через каждые полчаса в течение суток, они приведены в табл. 3.3.

На основании табл. 3.3. построен график (рис. 3.1) зависимости потребляемой активной энергии (МВт) от времени, на основании других данных системы АСКУЭ построены графики нагрузок за месяц и за год, которые приведены на рис. 3.2, 3.3.

Таблица 3.3 Расход активной энергии на КЦ № 2 за сутки (28.06.05)

Рис. 3.1 График потребляемой активной энергии за сутки на КЦ № 2

Рис. 3.2 Количество электроэнергии за месяц (июнь) на КЦ № 2

Рис. 3.3 Количество электроэнергии за год (2004 г.) на КЦ № 2

4. Технический анализ варианта питания цеха

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения металлургического предприятия. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится в зависимости от расчетной нагрузки, характера суточного графика нагрузки и категории потребителей. В аварийных режимах при отключении одного трансформатора оставшиеся в работе должны обеспечить необходимую мощность с учетом допустимой перегрузки. Рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности. ГПП необходимо выполнять с числом трансформаторов не менее двух. Расчет проведем на основании методики изложенной в. В начале определяется суммарная максимальная мощность всех цехов по следующей формуле:

Sм?=kр,.м, (4.1)

где Pi, Qi — максимальные расчетные нагрузки цехов (из табл. 4.3); kр,.м — коэффициент разновременности максимумов нагрузок, kр,.м=0,9

Sм?=0,9· =107 150, кВ· А.

Номинальная мощность трансформаторов для конкретных условий определяется по формуле:

(4.2)

где Sн.т.n — номинальная паспортная мощность трансформатора, кВА; ис. г — среднегодовая температура, ?С.

Среднегодовая температура в городе Липецке равна 5? С. Следовательно, согласно формуле (4.2)

.

Учитывая необходимость 100%-ного резервирования потребителей первой категории и ответственных потребителей второй категории надежности, номинальная мощность одного трансформатора из рассматриваемых должна быть:

(4.3)

где Smax — максимальная расчетная полная мощность потребителей, запитанных от выбранных трансформаторов с учетом возможного отключения потребителей третьей категории надежности, кВА; n — количество рассматриваемых трансформаторов, шт.

Так как у нас имеются потребители первой и второй категории то число трансформаторов должно быть не менее двух. Согласно формуле (4.3) номинальная мощность двух трансформаторов для первого варианта составит:

кВА.

Для второго варианта выбираем три трансформатора, для него номинальная мощность составит:

кВА.

Из справочника выбираем трансформаторы ТРДЦНК 80 000/110 — для первого варианта и ТРДЦНК 40 000/110 — для второго варианта.

Расчет мощности трансформаторов целесообразно осуществлять с учетом перегрузочной способности. Наличие перегрузки зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика Кз.г. Его значение определяют следующим образом:

Кз.г=, (4.4)

где Sср — средняя расчетная мощность группы потребителей за наиболее загруженную смену, получающих питание от выбранного трансформатора, кВА; Sмакс — максимальная расчетная полная мощность группы потребителей, кВА .

Для первого и второго варианта согласно (4.4) коэффициент заполнения графика составит:

Кз.г=.

Зная величину продолжительности максимальной нагрузки, по кривым устанавливается величина допустимой нагрузки. Ею можно перегружать трансформатор ежедневно в часы максимума его нагрузки. Допустимую длительную нагрузку трансформатора определяет согласно зависимости

(4.5)

где Sн.т.n — номинальная паспортная мощность трансформатора, кВА.

Допустимая нагрузка трансформатора в часы максимума:

кВА.

Для второго варианта:

кВА.

Наблюдаются ситуации, когда необходимо перегрузить трансформатор зимой. Это возможно за счет снижения нагрузки в летнее время. Если снижена нагрузка трансформатора вообще, то срок службы его увеличивается. Происходит это из-за снижения температуры металла обмоток при летних нагрузках. В результате на каждый процент недогрузки в летнее время допустима перегрузка на 1% в зимнее время, но перегрузка не должна превышать 15%. Перегрузочная способность характеризуется коэффициентом загрузки трансформаторов

(4.6)

где — суммарная номинальная мощность рассматриваемых трансформаторов, кВА. Подставив значения в формулу (4.6), получим:

Для первого варианта

.

Для второго варианта

.

Коэффициент допустимой перегрузки мл трансформатора зимой

. (4.7)

Подставив значения в формулу (4.7), определим коэффициент загрузки трансформатора. Для первого варианта:

.

Для второго варианта:

.

Коэффициент мл по величине следует принимать не более 0,15. Обе перегрузки суммируют. В результате получают суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки:

. (4.8)

Подставив значения в формулу (4.8), определим суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки. Для первого варианта

.

Для второго варианта

.

Суммарная допустимая мощность трансформаторов при их одновременной работе с учетом систематической перегрузки определяется по формуле

. (4.9)

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме согласно (4.9) равна при первом варианте

кВА.

Для второго варианта

кВА.

Из проведенного технического расчета следует, что оба варианта удовлетворяют представленным требованиям. Оба варианта можно рекомендовать к использованию. Для окончательного выбора какого-либо варианта необходимо провести экономический расчет. Паспортные данные выбранных трансформаторов представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 Технические данные выбранных трансформаторов

5. Анализ оптимального расположения главной понизительной подстанции

Чтобы правильно выбрать местоположение главной понизительной подстанции необходимо определить центр электрических нагрузок. Центр тяжести активных нагрузок служит непосредственно для выбора места положения подстанции. Наибольшее распространение для построения центров нагрузок получил метод, заключающийся в том, что если считать нагрузки объекта равномерно распределенными по его площади, то центр нагрузок можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей объект в генеральном плане. Погрешность расчетов этим способом не превышает 5−10% и определяется точностью исходных данных. Исходя из аналогии между массами и расчетными активными электрическими нагрузками цехов (Рi), координаты их центра для размещения ГПП можно определить по формулам:

;. (5.1)

Для построения картограммы нагрузок в качестве начала координат принимается нижний левый угол генерального плана. Координаты центров нагрузок цехов в выбранной системе координат и их активные нагрузки представлены в табл. 5.1.

Таблица 5.1 Координаты потребителей энергии и их активные нагрузки

Подставляя в (3.1) значения из табл. 5.1 получим координаты центра активных нагрузок:

x0=(11 445· 500+9450·525+11 800·650+3415·525+4200·450+1446·775+

+5300· 725+1267·750+1305·775+1892·675+7000·625+8030·575+1400·525+

+775· 325+1940·675+1856·575+3830·525+1177·875+1195·600+1387·800+

+26 400· 525+1155·625)/(11 445+9450+11 800+3415+4200+1446+5300+1267+

+1305+1892+7000+8030+1400+775+1940+1856+3830+1177+1195+1387+

+26 400+1155)=572,8, м.

y0=(11 445· 1750+9450·1550+11 800·800+3415·1075+4200·450+1446·775+

+5300· 1250+1267·1600+1305·1675+1892·1625+7000·625+8030·475+

+1400· 1400+775·175+1940·2475+1856·2750+3830·1625+1177·1775+

+1195· 1675+1387·1625+26 400·1600+1155·1725)/(11 445+9450+11 800+3415

+4200+1446+5300+1267+1305+1892+7000+8030+1400+775+1940+1856+

+3830+1177+1195+1387+26 400+1155)= 1347,4, м.

Найденные координаты активного центра нагрузок до конца не позволяют выбрать место расположения подстанции, так как в действительности центр электрических нагрузок постоянно смещается по территории предприятия. Это объясняется изменением потребляемой мощности отдельными цехами. Изменение расположения условного центра тяжести во времени происходит в пределах зоны, ограниченной эллипсом, радиусы которой необходимо определить.

Дисперсия по координате x для центра активных нагрузок будет вычисляться по формуле:

(5.3)

Дисперсия по координате у для центра активных нагрузок будет равна:

(5.4)

Далее определяется среднеквадратичное отклонение:

Х=; (5.5)

у=. (5.6)

Оценочные коэффициенты находятся следующим образом:

hХ=1/(Х); (5.7)

hУ=1/(У). (5.8)

Радиусы эллипса зоны рассеяния определяются из выражений:

RХ=/hХ; (5.9)

RУ=/hУ.

Расчеты, проведенные по формулам (5.3) — (5.9) приведены в табл.5.2. Месторасположение главной подстанции на генеральном плане выбирается в пределах построенной зоны рассеяния центра электрических нагрузок. В случае если подстанцию в зоне рассеяния центра электрических нагрузок расположить не удается (зона рассеивание попадает на здание цеха) необходимо оценить, к чему приведет смещение, и на основании этого окончательно решить вопрос о местоположении подстанции.

Таблица 5.2 Расчет параметров зоны рассеяния центра электрических нагрузок

Из расчетов видно, что ГПП-7 не располагается в центре электрических нагрузок, но попадает в зону рассеяния. Для того чтобы подстанция располагалась ближе к центру электрических нагрузок необходимо ввести дополнительные нагрузки в сторону противоположную от ГПП-7 и вычисленного центра электрических нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генеральному плану окружности, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха. Картограмма нагрузок позволяет достаточно точно представить распределение нагрузок по территории предприятия. Для iтого цеха радиус окружности:

ri=, (5.10)

где m — масштаб для определения области круга, [кВт/см2]. Принимаем масштаб m=1500 кВт/см2.

Таблица 5.3 Радиусы окружностей для картограммы активных нагрузок

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим при выборе оборудования подстанции с целью выяснения, выдержит ли выбранное оборудование длительно допустимый и ударный динамические токи КЗ, а также для выбора и проверки релейной защиты.

Основными причинами возникновения КЗ в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытие токоведущих частей установки.

Для проверки проводников и аппаратов на термическую и динамическую стойкость во время КЗ, а также для выбора мер по ограничению токов КЗ и времени их действия выбирают трехфазное КЗ, так как случаи, когда токи двухфазного КЗ или однофазного КЗ больше, чем токи трехфазного КЗ, относительно редки.

При расчете токов КЗ будем исходить из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. В течении процесса короткого замыкания электродвижущие силы (ЭДС) всех источников питания совпадают по фазе. ЭДС источников питания, значительно удаленных от места КЗ, считаются неизменными. В сетях выше 1 кВ учитывается только реактивное сопротивление элементов. Индуктивные элементы и их сопротивления постоянны по их величине и не зависят от тока КЗ. Не учитывается влияние нагрузок и, в частности, влияние мелких асинхронных и синхронных двигателей. Сопротивления шин распределительных устройств, соединительных кабелей небольшой длины и электрических аппаратов не учитывают ввиду того, что суммарное сопротивление этих элементов по отношению к сопротивлению всей цепи не превышает 10%.

В начале проведем расчет токов трехфазного КЗ при питании ГПП-7 от подстанции ТЭЦ-1 с учетом подпитки места повреждения мощными синхронными двигателями. Расчётная схема сети приведена на рис. 6.1. Расчет токов КЗ проводим в относительных единицах. Принимаем базисную мощность МВ· А. Базисные напряжения принимаем равными среднему напряжению ступени (по шкале средних напряжений):

Определяем базисные токи:

Ток трехфазного КЗ на шинах 110 кВ подстанции «ТЭЦ-1» в максимальном режиме составляет =22,75 кА.

Сопротивление системы в максимальном режиме (питание от ТЭЦ-1):

Рис. 6.1 Расчётная схема сети Сопротивление ВЛ 110 кВ (питание от ТЭЦ-1):

где =0,4 Ом/км — погонное сопротивление ВЛ; - длина ВЛ, км.

Сопротивление КЛ 110 кВ (питание от ТЭЦ-1):

где =0,2 Ом/км — погонное сопротивление КЛ; =0,405 км — длина КЛ. Найдем напряжение короткого замыкания каждой из обмоток трансформатора ТДЦТНК-63/110:

где — напряжения короткого замыкания для каждой пары обмоток.

Сопротивления трансформатора ТДЦТНК-63/110:

Определяем сопротивления трансформаторов ТМ-630 и ТМ-1000 и реакторов соответственно:

Двигатели ЭВС:

Схемы замещения с численными значениями для расчётов токов КЗ приведена на рис. 6.2.

Проводим расчет токов КЗ для точки К-1 (КЗ в сети 110 кВ, перед трансформатором).

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Рис. 6.2 Схема замещения для расчёта токов КЗ электроснабжение конверторный цех трансформатор Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-1:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-2:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-3 (КЗ в сети 10 кВ, за реактором):

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-3:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

.

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-4 (сеть 6 кВ, перед реактором):

Коэффициент распределения тока КЗ по генерирующим ветвям для системы и двигателей ЭВС соответственно:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-3:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-5 (КЗ в сети 6 кВ, за реактором).

Находим результирующее сопротивление до точки К-5:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-5:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-6.

Находим результирующее сопротивление до точки К-6:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-6:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Проводим расчет токов КЗ для точки К-7.

Находим результирующее сопротивление до точки К-7:

Реактивное сопротивление генерирующей ветви:

Периодическая составляющая тока КЗ генерирующей ветви:

Суммарный ток в точке К-7:

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

Мощность короткого замыкания:

Расчет токов КЗ при питании ГПП-7 от подстанций «Северная» и «Новая» проводится аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 6.1.

По полученным значениям расчета токов и мощностей короткого замыкания производится выбор электрооборудования и токоведущих частей системы электроснабжения.

Таблица 6.1 Результаты расчета токов и мощностей короткого замыкания

7. Выбор сечений проводов и жил кабелей

кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в траншеях, земле. Выбираем кабель марки ААШв — с алюминиевыми жилами, с изоляцией из пропитанной бумаги в алюминиевой оболочке. Выберем кабель от главной понизительной подстанции № 7 до распределительной подстанции № 20 кислородно-конверторного цеха. Определим рабочий ток:

где SМАКСполная максимальная мощность подстанции; UНноминальное напряжение линии, кВ.

Тогда с учётом формулы получим:

А.

Длительно-допустимый ток с учётом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей и температуру окружающей среды:

IДОП=3· IДОП.НОМ.,

где IДОП.НОМ.- допустимый номинальный ток, А.

Применительно к нашему случаю:

IДОП=3· 185=555, А.

Так как IДОП? IР, то значит кабель проходит при проверке по нагреву в номинальном режиме эксплуатации. Для выбора термически устойчивого сечения жил кабеля определим сечение:

где Fсечение провода, мм2; Iрабочий ток в линии, А; jЭэкономическая плотность тока, А/мм2.

С учётом формулы получим:

мм2.

Из справочных данных выбираем провод с ближайшим стандартным сечением F=3×185мм2.

Для выбора термически устойчивого сечения шин кабеля необходимо иметь значение установившегося тока короткого замыкания из соответствующего расчёта и возможное прохождение этого тока через кабель. Определение сечения по термической устойчивости производится по формуле:

где брасчётный коэффициент, определяется ограничением допустимой температуры нагрева шин кабеля, для кабелей с алюминиевыми жилами напряжением до 10кВ включительно б=12; I?- значение установившегося тока КЗ, А; tnвозможное время прохождения тока через кабель, сек.

Подставляя в формулу получим:

мм2.

Следует выбрать термически устойчивое стандартное сечение SТ.У.=150 мм2. На самом деле к распределительной подстанции проложен кабель с сечением S=185 мм2, поэтому кабель является термически устойчивым к нагреву током короткого замыкания.

Сечения жил кабелей выбираются по допустимому нагреву. Температура нагрева жил кабелей и, следовательно, допустимый ток ограничиваются допустимой температурой для изоляции кабеля и зависят от материала изоляции жил кабеля. Сечение кабеля выбирается по таблицам ПУЭ, которые учитывают температуру жил. Выбираемое сечение обычно должно быть больше расчетного.

Ниже приводится расчет кабельной линии.

Для выбора сечения жил кабелей по нагреву определим расчетный ток. Расчетная нагрузка линии от подстанции до КТПУ

S = S1 + S2 + S3 = 1400 + 840 + 1660 = 3900 кВА.

Расчетный ток линии

I = = 3900 / (1,73· 10) = 225 A.

По таблице (ПУЭ) находим для кабеля 10 кВ при сечении 185 мм² длительно допустимый ток при прокладке кабелей в воздухе 270 А.

Нагрузка линии от КТП до КТПУ правильной машины и летучих ножниц

S = S2 + S3 = 840 + 1660 = 2500 кВА.

Расчетный ток линии

I = 2500 / (1,73· 10) = 144 A.

Находим для кабеля 10 кВ при сечении 95 мм² длительно допустимый ток 170 А. Нагрузка линии от КТПУ правильной машины до КТПУ летучих ножниц:

S = 1660 кВА; I = 1660 / (1,73· 10) = 96 A.

Поправочный коэффициент на температуру воздуха Kср=0,8. Допустимая нагрузка на кабель

Iдоп = 96 · 0,8 = 76 A.

Выбираем кабель сечением 50 мм² при допустимой нагрузке 110 А.

Рекомендуемые ПУЭ экономические плотности тока не определяют действительного экономически целесообразного сечения проводов или жил кабеля, так как они не отражают влияния стоимости электрической энергии, в очень малой степени зависят от числа часов работы линии, не зависят от конкретной величины капитальных затрат на сооружение линии и других факторов, определяющих экономический эффект, тогда как данная методика точно определяет величину экономически целесообразного сечения.

8. Экономический анализ варианта питания цеха

Для окончательного выбора типов и мощностей трансформаторов необходимо провести экономический расчет. Паспортные данные трансформаторов, используемых в расчетах, приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1 Паспортные данные трансформаторов

Экономический расчет состоит в следующем.

Используя паспортные данные выбранных трансформаторов, определяют потери мощности. При этом учитывают не только потери активной мощности трансформаторов, но и потери активной мощности электрической системы, цепочки питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов. Такой расчет необходим из-за потребления трансформаторами реактивной составляющей мощности. Эти потери называются приведенными.

Для n параллельно работающих трансформаторов приведенные потери мощности определяются по следующей формуле

(8.1)

где ?Рхх — потери холостого хода, кВт; Ки. п — коэффициент изменения потерь, Ки. п=0,02 кВт/кВар; Ixx — ток холостого хода в % от номинального; Sн. т — номинальная мощность трансформатора, кВА; Кз. т — коэффициент загрузки трансформаторов; ?Рк.з — потери короткого замыкания, кВт; Uк. з — напряжение короткого замыкания в % от номинального.

В связи с требованиями по эксплуатации два трансформатора не могут быть установлены на параллельную работу. Поэтому приведенные потери мощности для первого варианта будут:

=683,272, кВт.

Для второго варианта

=898,836, кВт.

Годовые потери электрической энергии в трансформаторах составят

. (8.2)

Годовые потери электрической энергии для первого варианта в соответствии с (8.2) составят

кВт· ч.

Для второго варианта

кВт· ч.

Стоимость годовых потерь электрической энергии определяется как

(8.3)

где Са — стоимость одного кВт· ч электрической энергии, р.

Подставив значения в формулу (8.3), получим стоимость годовых потерь для первого варианта:

р.

Для второго варианта

р.

Капитальные затраты определяются по формуле:

(8.4)

где К0 — капитальные затраты (стоимость) одного трансформатора, тыс. р. Подставив значения в выражение (8.4), получим капитальные затраты для первого варианта:

тыс. р.

Для второго варианта:

тыс. р.

Амортизационные отчисления определяются по следующей формуле:

(8.5)

Амортизационные отчисления для первого варианта согласно формуле (8.5) составят:

тыс. р.

Для второго варианта:

тыс. р.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы определяются как:

. (8.6)

Суммарные годовые эксплуатационные расходы для первого варианта:

р.

Для второго варианта:

р.

Суммарные приведенные затраты определяются как:

(8.7)

где б — нормативный коэффициент, б=0,15.

Суммарные приведенные затраты З определяются по формуле (4.16). В первом варианте:

р.

Во втором варианте:

р.

Результаты расчета приведены в табл.8.2.

Таблица 8.2 Параметры трансформаторов главной понизительной подстанции

Сравнение суммарных приведенных затрат по двум вариантам показывает, что установка трех трансформаторов ТРДЦНК-40 000/110 оказывается менее эффективным в экономическом плане. Также и в техническом расчете наиболее эффективны трансформаторы ТРДЦНК-80 000/110.

9. Электрическое освещение

Освещение рабочей площадки конверторного отделения КЦ № 2 осуществляется светильниками ГСП 17 В, РСП 08 В и лампами дуговыми металлогалогенными высокого давления ДРЛ-700, ДРИ-700−5. основные характеристики светильников приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1 Характеристики светильников конверторного отделения КЦ № 2

Светильник ГСП-17 В предназначен для общего освещения высоких производственных помещений, в частности, металлургических цехов. Корпусные детали светильника — литые из алюминиевого сплава. Отражатель — алюминиевый. Пускорегулирующий аппарат (ПРА) — встроенный. Отсек ПРА может иметь один или два сальниковых ввода для радиального (одиночного) или транзитного (магистрального) подключения к электросети. В светильнике установлено импортное зажигающее устройство. Светильник поставляется отдельными легкособираемыми частями — корпус, отражатель, силикатное термостойкое защитное стекло (для светильников со степенью защиты IP54). Установка светильников типа ГСП- 17 В может осуществляться на трос, крюк, вертикальный или горизонтальный монтажный профиль.

Светильник типа РСП 08 В предназначен для общего освещения высоких производственных помещений. Корпусные детали светильника этого типа — литые из алюминиевого сплава. Отражатель — алюминиевый электрополироанный или стальной, окрашенный белой порошковой краской. Узел подвеса — из оцинкованной стали. Люминесцентные лампы использованы в постах управления, электротехнических, конторских, лабораторных и т. п. помещениях. Освещения вспомогательных производственных площадок и помещений выполняются лампами накаливания. Выбор величин освещенности производится согласно норм и правил.

Во всех пролетах конверторного отделения для питания светильников на каждом мостике прокладывается по две магистрали (питаемые от разных трансформаторов), одна из которых условно названа магистралью рабочего освещения, другая — аварийного.

Осветительные сети выполняются: на участках со сравнительно высокими температурами — проводом РКГМ, вблизи участков с высокими температурами кабелем АВРГ, во всех остальных случаях — кабелем АВВГ.

10. Построение системы заземления подстанции № 7

10.1 Молниезащита понизительной подстанции № 7

Здания и сооружения или их части в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе местонахождения, ожидаемого количества поражений молний в год должны защищаться в соответствии с категориями устройства молниезащиты и типом зоны защиты. Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов: стержневых, тросовых, сетчатых, комбинированных (например, тросово-стержневых). Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы, тросовые используют в основном для защиты длинных и узких сооружений. Защитное действие молниеотвода в виде сетки, накладываемой на защищаемое сооружение, аналогично действию обычного молниеотвода.

Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Благодаря этому защищаемое здание, более низкое по сравнению с молниеотводом по высоте, практически не будет входить в зону защиты молниеотвода. Зоной защиты молниеотвода считается часть пространства вокруг молниеотвода, обеспечивающая защиту зданий и сооружений от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Наименьшей и постоянной по величине степенью надежности обладает поверхность зоны защиты; по мере продвижения внутрь зоны надежность увеличивается. Зона защиты типа, А обладает степенью надежности 99,5% и выше, а типа Б — 95% и выше.

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их конструктивных характеристик, назначения и значимости, вероятности возникновения взрыва или пожара, технологических особенностей, а также от интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения подразделяются на три категории по устройству молниезащиты: Iпроизводственные здания и сооружения со взрывоопасными помещениями классов В-1 и В-2 по ПУЭ; к ней относятся также здания электростанций и подстанций; II — другие здания и сооружения со взрывоопасными помещениями, не относимые к первой категории; III — все остальные здания и сооружения, в том числе пожароопасные помещения.

Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой м (рис. 10.1) представляет собой круговой конус, который в зависимости от типа зоны защиты характеризуется следующими габаритами, для зоны, А (вероятность прорыва 0,005):

(10.1)

где h0 — вершина конуса зоны защиты, м, r0 — радиус основания конуса на уровне земли, м, rx — радиус горизонтального сечения зоны защиты на высоте hx, hx — высота защищаемого сооружения, м.

Для зоны Б (вероятность прорыва 0,05):

. (10.2)

Высота молниеотвода на исследуемой подстанции h=18,65 м, максимальная высота зданий 7 м. В соответствии с (10.2) и (10.3) получим, для зоны А:

Для зоны Б:

Размеры защищаемой части подстанции составляют 52,5×77 м. Как видно из расчетов одиночный молниеотвод установленный на подстанции не удовлетворяет требованиям молниезащиты (как для вероятности 0,005, так и для вероятности 0,05). Для защиты подстанции примем 4 молниеотвода высотой 29 м. Расчет будем производить как для двойного стержневого молниеотвода (рис. 10.2). Для зоны, А при L>h параметры защитной зоны будут следующие:

(10.3)

где hc — высота зоны защиты посередине между молниеотводами, м; rcx — ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты в сечении на высоте hx — от уровня земли, м. rc — ширина совместной защиты в сечении на уровне земли.

Для зоны Б при L>1,5h параметры защитной зоны находятся по формуле:

. (10.4)

В соответствии с (10.2) и (10.4) для дли зоны, А получим:

Рис. 10.1 Сечение зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Рис. 10.2 Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

В соответствии с (10.3) и (10.5) для зоны Б получим:

Из расчетов видно, что высота зоны защиты посередине между молниеотводами hc больше высоты зданий и сооружений на территории защищаемой подстанции. Длина подстанции ГПП-7 составляет 77 м, ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты на высоте 7 м от земли для вероятности прорыва 0,005 по расчетам составляет 19,875 м, для двух двойных молниеотводов она будет соответственно равна 19,875· 2·2=79,5, что больше длины подстанции. Для вероятности прорыва 0,05 ширина горизонтального сечения совместной зоны защиты будет равна 31,521· 2·2=126,084, что также больше длины подстанции. Для всех случаев оборудование и сооружение подстанции попадает в зону защиты молниеотводов.

10.2 Проектирование защитного заземления подстанции

Заземляющие устройства представляют собой электротехнические устройства, предназначенные для создания надежных и обладающих небольшим сопротивлением заземлений определенных частей электрических машин, электрических аппаратов, токопроводов и молниеотводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, зашиты их персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и зашиты от защиты от перенапряжений. Различают рабочее, защитное и грозозащитное заземления. Рабочее заземление необходимо для обеспечения нормальной работы электроустановки, ее частей и сети в соответствии с принятыми для них режимов функционирования. К рабочему заземлению относятся заземлению относятся заземления нейтралей силовых трансформаторов, генераторов, реакторов поперечной компенсации на длинных электрических линиях, измерительных трансформаторов напряжения и т. д. Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановки. К защитному заземлению относятся заземления внешних металлических частей электрических машин, трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов, в нормальном режиме не находящихся под напряжением. При эксплуатации к этим частям могут прикосаться люди, несмотря на то, что при возможном пробое изоляции на них может появиться напряжение. К защитному заземлению относится также заземление в одной точке вторичных цепей трансформатора тока и напряжения.

Грозозащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений. К грозозащитному заземлению относятся заземления стержневых и тросовых молниеотводов, металлических крыш зданий и сооружений, металлических и железобетонных опор электрических линий и порталов распределительных устройств, заземления искровых промежутков и разрядников.

Обычно для выполнения всех трех типов заземлений электроустановки используют одно заземляющее устройство. Оно состоит из заземлителя, непосредственно соприкасающегося с землей, и системы проводников, соединяющих заземляемые элементы с заземлителем. Различают естественные и искусственные заземлители. К первым относятся: находящиеся в земле металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов; стальные и свинцовые оболочки кабелей, обсадные трубы артезианских скважин, металлические и железобетонные фундаменты зданий и сооружений и т. п., используемые для отвода тока в землю. Вторые представляют собой специально помещенные в землю системы жестко связанных (электрически) вертикальных и горизонтальных проводников, служащих для проведения тока в землю. Часто в электроустановках используются и те и другие заземлители, включенные параллельно.

При стекании тока с заземлителя последний приобретает некоторый потенциал, пропорциональный току. Отношение напряжения к току представляет собой сопротивление заземлителя, точнее, сопротивление земли стекающему с заземлителя току, начиная от поверхности проводников до некоторой эквипотенциальной поверхности, где плотность тока и градиент напряжения ничтожно малы. Сопротивление самих проводников относительно мало и его учитывают только при большой их длине. Поверхность земли в зоне растекания тока также приобретает некоторый потенциал, распределение которого зависит от схемы и размеров заземлителя, глубины заложения проводников, строения земли и его удельного сопротивления. Следовательно, при стекании тока с заземлителя между поверхностью земли и заземленными предметами возникают некоторые напряжения. Максимальное напряжение между поверхностью земли (пола) и заземленным предметом, которого может коснуться человек (но еще не касается), называется напряжением прикосновения.

Напряжение прикосновения составляет часть потенциала заземлителя. Отношение напряжения прикосновения к напряжению заземлителя называется коэффициентом распределения потенциала. Этот коэффициент зависит от схемы и устройства заземлителя. Можно также определить напряжение, приложенное к человеку от руки к ногам при его прикосновении к заземленному предмету. Таким образом, имеем выражение для напряжения, приложенного к человеку:

(10.5)

где Uч — напряжение, приложенное к человеку; Uпр — напряжение прикосновения; rч — сопротивление тела человека; rс — сопротивление растеканию так, а от его стопы.

Как видно из последнего выражения, напряжение, приложенное к человеку меньше напряжения прикосновения, так как верхний слой земли ограничивает ток, ответвляющийся в человека (сопротивление обуви не учитывается). Напряжение, приложенное к человеку, напрямую зависит от сопротивления тела человека и времени протекания тока. Допустимые напряжения прикосновения в зависимости от длительности протекания тока и частоты представлены в табл. 10.1.

В данной таблице допустимые значения напряжения прикосновения рассчитаны при условии, что сопротивление человека равно 1 кОм, что может не соответствовать действительности, поскольку сопротивление человека колеблется в пределах от 600 Ом до 100 кОм.

Действие электрического тока на человека зависит от значения тока и продолжительности его воздействия, а также от пути, по которому он проходит, и, наконец, от физического состояния человека. Именно значение тока представляет опасность для человека.

Несмотря на это при проектировании заземляющих устройств пользуются понятием допустимых напряжений. Также при проектировании заземляющих устройств нормируется сопротивление заземляющего устройства. Оно должно быть по возможности как можно меньше.

Напряжение прикосновения определяется по следующей формуле:

(10.6)

где Iкз — значение тока однофазного короткого замыкания; zр — сопротивление растеканию тока заземляющего устройства; б — коэффициент распределения потенциала; в — коэффициент, учитывающий падение напряжения на сопротивление растеканию тока с ног человека.

Таблица 10.1 Допустимые напряжения прикосновения в зависимости от продолжительности воздействия тока и частоты

Из формулы видно, что напряжение прикосновения напрямую зависит от сопротивления растеканию тока заземляющего устройства и тока короткого замыкания, если рассматривать самый тяжелый случай при в равном 1. Нередко в расчетах напряжение прикосновения не превышает допустимых значений даже при превышении сопротивления заземлителя. Однако, это не означает, что можно снизить требования к заземляющему устройству, поскольку токи, стекающие с заземлителя могут быть опасны не только для человека, но и для оборудования. Термин земля означает верхний слой земной коры, в котором проходит ток. Основные вещества, из которых состоит земля, практически не проводят ток. Проводимость земли объясняется наличием влаги между частицами оксидов и растворенных в ней солей. Таким образом земля обладает электрической проводимостью. Удельное сопротивление земли зависит от механического состава (размеров зерен, плотности породы), содержания влаги, содержания солей, температуры.

Рассмотрим таблицу удельного сопротивления грунта (табл. 10.2). Удельное сопротивление земли изменяется при перемещении по горизонтали и в глубину. Учитывая это можно написать выражение для определения удельного сопротивления для однородной земли:

(10.7)

где — удельное сопротивление однородной земли; s — расстояние между двумя точками измерения; r — сопротивление участка измерения.

Однако, выражение (10.8) справедливо только для однородной земли. Для определения сопротивления неоднородной земли необходимо учитывать, что земля без механических повреждений имеет слоистую структуру.

Для определения эквивалентного сопротивления грунта используются различные таблицы, которые отражают эквивалентное сопротивление грунта при слоистой структуре. Однако при строительстве подстанций слоистая структура земли нарушается, поэтому для определения точного эквивалентного сопротивления грунта необходимы практические измерения сопротивления грунта и точное определение содержания той или иной породы в грунте на месте построения.

Необходимо также учитывать сезонные изменения верхнего слоя земли. Слой сезонных изменений равен приблизительно 2 м. Мороз и засуха резка увеличивают сопротивление верхнего слоя, а увеличение выпадения осадков уменьшает удельное сопротивление. Для проектирования заземлений необходимо знать максимальное и минимальное значение удельного сопротивления слоя сезонных изменений. Обычно эти данные усредняются.

Напряжения прикосновения и шага называют частичными напряжениями, так как они составляют часть потенциала заземлителя, тем меньшую, чем равномернее распределен потенциал по поверхности земли.

При проектировании заземляющего устройства приходится сопоставлять ожидаемые напряжения, приложенные к человеку, с соответствующими допускаемыми напряжениями для человека. Определение этих напряжений представляет немалые трудности, так как они зависят от многих факторов, которые не всегда могут быть учтены и проверены экспериментально. При проектировании заземляющего устройства необходимо, прежде всего, точно определить, от чего зависят его параметры.

Таблица 10.2 Характеристики грунта

Следующим этапом является определение расчетного тока, стекающего с заземлителя, продолжительность его прохождения. Третьим этапом при проектировании является выявление естественных протяженных заземлителей и определение их эквивалентного сопротивления. Далее намечают схему и размеры искусственного заземлителя с учетом системы естественных заземлителей, состоящих из железобетонных фундаментов наружного распределительного устройства. Пятый этап состоит в определении сопротивления искусственного заземлителя и сопротивления заземляющего устройства в целом; определяют потенциал заземлителя при расчетном токе. Затем определяют максимальное значение напряжения прикосновения для зимы и лета, а также напряжение, приложенное к человеку. Далее необходимо сопоставить расчетные данные с допустимыми и уточнить расчеты. На рис. 10.3 показан общий вид подстанции с указанием контура горизонтальных заземлителей, мест присоединения к заземляющему устройству, указанием электродов заземления и молниеотводов. Глубина заложения горизонтального заземлителя — 0,7 м. Соединения заземляющих проводников между собой обеспечивает надежный контакт и дополнен сваркой. Длина нахлестки при сварке равна шести диаметрам заземлителя. Для заземления корпуса трансформатора заземляющий проводник подведен по заземляющий болт трансформатора. Для удобства ввинчивания электродов в грунт к ним приварены наконечники. При расчете данного заземления удельное сопротивление грунта принималось равным 350 ОмМм. С целью выравнивания потенциала проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединены в заземляющую сетку. Продольные заземлители проложены вдоль рядов электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,7 м и на расстоянии 1 м от фундамента и основания оборудования. У входов и въездов на территории подстанции потенциал выравнивается путем установки двух вертикальных заземлений на ширине входа и въезда. Расстояние между заземлителями не превышает 5 м.

11. Оценка уровня надёжности электроснабжения

Передача, распределение и потребление выработанной электроэнергии должны производиться с высокой экономичностью и надежностью. Для надежности электроснабжения в зависимости от категории потребителей предусматривается резервное питание, так как в большинстве технологических процессов перерыв в питании электроэнергией не допустим. Так же прекращение электроснабжение может привести к человеческим жертвам и большому экономическому ущербу. Для оценки вероятности прекращения электроснабжения необходимо проводит расчет надежности системы. Расчет уровня надежности будем вести согласно методики изложенной в [8]

11.1 Определение показателей надежности элементов системы

В силовых трансформаторах могут появляться как внезапные, так и постепенные отказы. Причинами внезапных отказов являются повреждение вводов трансформатора, повреждения контактных соединений, утечка масла. Постепенные отказов возникают вследствие нарушения изоляции обмоток, воздействия перенапряжений, сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовления. Вероятность безотказной работы определяется из выражения:

(11.1)

где и — вероятности безотказной работы, соответствующие внезапному и постепенному отказу вследствие износа.

При расчете надежности элементов в качестве основного распределения времени безотказной работы используется показательное распределение:

(11.2)

Постепенные отказы трансформатора происходят по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбулла-Гнеденко.

(11.3)

где — порог чувствительности (элемент гарантированно не откажет в интервале времени от нуля до). В частном случае может быть равно нулю:

(11.4)

Предположим, что эксплуатация трансформатора производится правильно и проводится своевременная профилактика, ремонт и замена изношенных частей, тогда можно не учитывать вероятность постепенного отказа. Вероятность внезапного отказа для всех элементов определяется по справочным данным. Для трансформатора типа ТДЦТНК-63 000/110 интенсивность отказов; среднее время восстановления .

Тогда, средне время безотказной работы трансформатора равно:

Интенсивность восстановления составляет:

Для трансформаторов типа ТМ-2500/6 интенсивность отказов; среднее время восстановления. Тогда:

В высоковольтном выключателе могут, происходит постепенные и внезапные отказы. Внезапные отказы происходят из-за механических повреждений, перекрытия изоляции при перенапряжениях. Постепенные отказы происходят из-за износа частей выключателя. Предположим, что эксплуатация выключателей производится правильно и проводится своевременная профилактика, тогда можно не учитывать вероятность постепенного отказа.

Для выключателя ВМПЭ-10 определяем интенсивность отказов; среднее время восстановления .

Тогда:

Для автоматических выключателей до 1 кВ интенсивность отказов; среднее время восстановления .

Секционные выключатели вследствие небольшого времени работы (только в аварийных режимах) не учитываются, тогда вероятность безотказной работы данных элементов будет равна 1.

ВЛ представляет собой элемент, в котором происходят только внезапные отказы. Внезапные отказы происходят в результате обрыва проводов, повреждения опор. Интенсивность отказов ВЛ; среднее время восстановления .

Интенсивность отказов КЛ 110 кВ; среднее время восстановления .

Интенсивность отказов КЛ 6 кВ; среднее время восстановления .

Модель отказов разъединителей представляет собой один элемент с показательным законом распределения, так как у разъединителей по условиям работы может быть только внезапный отказ. Причинами отказов являются: обледенение и разрегулирование; отказ привода; дефекты контактных соединений.

Интенсивность отказов разъединителей; среднее время восстановления .

Шина представляет собой элемент, в котором может появиться внезапный отказ. Причинами внезапных отказов является воздействие токов короткого замыкания (динамическое и термическое действие токов КЗ).

Интенсивность отказов секций шин 10 кВ; среднее время восстановления .

Заменим реальную систему электроснабжения блок-схемой. Блок-схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом. Блок-схема системы электроснабжения приведена на рис. 11.1. На блок схеме приняты следующие обозначения: Л1, Л2, Л3 — ВЛ- 110 кВ; К1.1, К2.1, К3.1 — КЛ-110 кВ; К1.2, К2.2, К3.2, К2.3, К3.3 — КЛ-6 кВ; Т1.1, Т2.1,Т3.1 — силовые трансформаторы ТДЦТНК-63 000/110; Т2.2,Т3.2 — силовые трансформаторы ТМ-1000/6,3; Р1.1, Р1.2, Р1.3, Р2.2, Р3.2. — разъединители; В1.1, В1.2, В1.3, В2.1, В2.2, В2.3, В2.4, В3.1, В3.2, В3.3, В3,4 — выключатели типа ВМПЭ-10; В2.5, В3.5 — автоматические выключатели; Ш1.1, Ш1.2, Ш2.1, Ш2.2, Ш3.1, Ш3.2 — сборные шины 6 кВ.

11.2 Расчет надежности схемы электроснабжения

Анализ системы последовательно соединенных, восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом условий: при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменяются; любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться.

Для системы из n последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказов цепи может быть найдена как:

(11.5)

Среднее время безотказной работы для последовательной цепи:

(11.6)

Среднее время восстановления

(11.7)

Рис. 11.1 Структурная схема надежности

Вероятность безотказной работы системы из n последовательно соединенных элементов на интервале времени от 0 до t0 определяется по формуле:

(11.8)

Интенсивность восстановления последовательной цепи определяется

(11.9)

Стационарный коэффициент готовности последовательной цепи:

(11.10)

Коэффициент простоя равен:

(11.11)

Произведем расчет схемы, представленной на рис. 11.1. Заменим последовательные цепочки одним элементом (рис. 11.2). На представленной схеме элемент Э1 соответствует цепочке: Л1, К1, Т1, Р1, В1, Ш1. Цепочки для элементов Э2 и Э3 аналогичны. Элемент Э4 соответствует цепочке: В1.2, К1.2, В1.3, Ш1.2. Цепочки для элементов Э5 и Э6 аналогичны цепочки для элемента Э4. Элемент Э7 соответствует цепочке: В2.4, К2.3, Р2.2, Т2.2, В2.5. Элемент Э8 соответствует цепочке: В3.4, К3.3, Р3.2, Т3.2, В3.5. Проведем расчет для элемента Э1. Подставляя значения в выражения (11.5) — (11.11) получим:

Рис. 11.2 Упрощенная схема надежности

Расчет для остальных элементов проводится аналогично. Результаты расчета представлены в табл. 11.1.

Таблица 11.1 Показатели надежности эквивалентных элементов

12. Охрана труда и защита окружающей среды

12.1 Техника безопасности и охрана труда

Предприятия принимают максимально возможные меры для охраны труда тех людей, которые имеют непосредственное отношение к энергетике. Проблемы повышения электробезопасности решаются повседневным улучшением условий труда, совершенствованием мер защиты персонала и других лиц, занимающихся эксплуатацией электроустановок от опасности поражения током. Создаются новые средства защиты с учетом достижений в области электробезопасности.

Безопасная эксплуатация электрооборудования может быть достигнута при высокой производственной дисциплине, соответствующей квалификации обслуживающего персонала, безукоризненном выполнении требований действующих правил, норм и инструкций по электробезопасности. Надежность и безопасность электрооборудования значительно повышаются при применении ежедневных осмотров электротехническим персоналом. В обеспечение безопасных условий работы входят своевременное обучение персонала и проведение периодического контроля знаний персонала, работающего в электрических установках. Осмотр электроустановок производится не менее чем двумя лицами, причем одно из них должно иметь квалификационную группу не ниже третьей. Во время осмотра не разрешается снимать предупредительные плакаты и ограждения, проникать за них, касаться токоведущих частей, обтирать или чистить их и устранять обнаруженные неисправности, если при этом необходимо приближаться к токоведущим частям. Лица, производящие осмотр, обязаны немедленно сообщить об обнаруженных неисправностях вышестоящему лицу и сделать соответствующую запись в эксплуатационном журнале.

Иногда при эксплуатации электроустановок возникают условия, при которых нет стопроцентной защиты от воздействия тока, даже если схема сооружений была построена в соответствии со всеми требованиями ПТЭ, то на помощь приходят приборы, аппараты, переносные и перевозимые приспособления и устройства, служащих для защиты персонала. Эти средства не являются конструктивными частями электроустановок; они дополняют ограждения, блокировки, сигнализацию, заземление и другие стационарные защитные устройства. Средства защиты, применяемые в электроустановках, могут быть условно разделены на четыре группы: изолирующие, ограждающие, экранирующие и предохранительные. Первые из перечисленных изолируют человека от токоведущих или заземленных частей, а также от земли. К основным изолирующим средствам в электроустановках выше 1000 В относятся изолирующие ткани, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В. Для защиты персонала были изобретены и введены в эксплуатацию еще целый ряд дополнительных изолирующих приспособлений. К ним относятся диэлектрические перчатки, боты и ковры, а также изолирующие подставки. Ограждающие электрозащитные средства предназначены для временного ограждения токоведущих частей, к которым возможно случайное прикосновение или приближение на опасное расстояние, а также для предупреждения ошибочных операций с коммутационными аппаратами. К ним относятся временные переносные ограждения — щиты и ограждения, клетки, изолирующие накладки, временные переносные заземления и предупредительные клапаны. К экранирующим средствам защиты относят комплекты (костюмы с головными уборами, обувью и рукавицами), переносные экранирующие устройства (экраны) и экранирующие тканевые изделия (зонты, палатки и т. п.). Предохранительные средства защиты можно отнести к средствам защиты индивидуальной защиты. Они включают защитные очки и щитки, специальные рукавицы, изготовляемые из трудновоспламеняемой ткани, защитные каски, противогазы, предохранительные монтерские пояса, страховочные канаты, монтерские когти.

Весь персонал энегообъектов, организаций должен быть практически обучен способам оказания первой медицинской и экстремальной реанимационной помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия.

12.2 Мероприятия по защите окружающей среды

Основным из путей решения экологических задач в мире общепризнан экологический менеджмент. В самом общем виде экологический менеджмент можно определить как разностороннюю комплексную деятельность, направленную на реализацию экологических целей, проектов и программ.

Промышленно развитые страны в 1970;х гг. предприняли природоохранные меры законодательного и нормативного характера, применили экологически ориентированные методы управления. Развитие этих работ потребовало создание стандартов, определяющих единую методологию их проведения.

Таким образом, одним из способов повышения конкурентоспособности продукции комбината и доступа ее на международный рынок является разработка, внедрение и сертификация органом по сертификации системы управления окружающей средой предприятия.

Международной организацией по стандартизации (ИСО) разработана серия стандартов в области экологического управления. Основным стандартом ИСО 14 001 — «Системы управления окружающей средой».

На подстанциях должны приниматься меры предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, снижения звукового давления и сокращения потребления воды из природных источников.

Весь технологический процесс подстанции (передача, распределение и трансформация электроэнергии) не оказывает сильного негативного влияния. Однако, экологическую опасность представляет масло, находящееся в трансформаторах и выключателях. Предприятия, на которых при эксплуатации электроустановок образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение. Нельзя допустить утечки масла, так как это может привести не только к аварийному режиму, но и к загрязнению почвы и грунтовых вод. Первостепенной задачей предприятия является соблюдение мер предосторожности при выбросе вредных веществ в атмосферу. В настоящее время на подстанциях, в том числе и на РП-7−2, переходят на вакуумные выключатели типа BB/TEL, которые являются более безопасными в экологическом плане, а на крупных подстанциях переходят от масляных трансформаторов к сухим, где в качестве охлаждающей среды выступает воздух, который может либо циркулировать естественным путем, либо с помощью вентилятора. Вакуумные выключатели типа BB/TEL не представляют опасности для окружающей среды и здоровья людей после окончания срока службы.

Подстанции, как правило, должны располагаться на непригодных для сельскохозяйственного использования землях, на незаселенной территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями, вне площадей залегания полезных ископаемых. Подстанции должны размещаться с учетом наиболее рационального использования земель и перспективы последующего расширения.

На Новолипецком металлургическом комбинате ежегодно проводятся меры по защите окружающей среды, к ним относятся: усовершенствование старых или строительство новых очистных сооружений, профилактические работы.

При проектировании подстанции необходимо учитывать и экологический аспект. В проектах строительства подстанции учитываются затраты на снятие, хранение и транспортировку плодородного слоя почвы, а также затраты на возмещение убытков землепользователей, связанных с изъятием земельного участка.

Заключение

В качестве объекта исследования в данном дипломном проекте рассматривалась система электроснабжения КЦ № 2. Питание КЦ № 2 осуществляется от главной понизительной подстанции № 7 через распределительный пункт № 7−2. Перед расчетом системы электроснабжения приводился анализ окружающей среды в Липецкой области и влияние природных факторов на работу подстанции. В дипломном проекте были рассмотрены основные вопросы, касающиеся системы электроснабжения, был приведен анализ потребителей, расчеты нагрузок. На основе данных ГПП-7 и РП-7−2 были построены картограммы нагрузок и определены центры питания и зоны рассеяния. В проекте одним из главных расчетов является расчет токов короткого замыкания. Полученные параметры являются допустимыми и в дальнейшем используются при выборе основного силового оборудования. Электроприемники основного технологического конверторного цеха относятся к I категории по бесперебойности электроснабжения. Это оборудование обеспечивается питанием от двух независимых источников, и перерыв в питании осуществляется только на время включения резерва, поэтому одним из важных вопросов, рассмотренных в проекте является надежность электроснабжения потребителей цеха. Отдельные главы были посвящены расчетам молниезащиты и заземления.

Наиболее подробно в дипломном проекте рассмотрен вопрос защиты основного электрооборудования от различных видов перенапряжений. Это вопрос является важным и всегда актуальным. В проекте были произведены расчеты марок и сечений кабельных линий, определены допустимые тока, построена распределительная сеть питания потребителей, а также рассмотрены вопросы надежности и долговечности кабелей, прокладка их на территории цеха, методы определения повреждений. Проведенный анализ электроснабжения важен, поскольку производство продукции с каждым годом увеличивается и также увеличивается количество изношенного электрического оборудования, которое необходимо в ближайшее время заменить.

Библиографический список

1. Шпиганович А. Н., Гамазин С. И. Электроснабжение: Учебное пособие // Липецк: ЛГТУ, 2005. 90 с.

2. Александров Г. Н. Электрические аппараты высокого напряжения: Учебное пособие для вузов // СПб.: СПбГУ, 2000. 503 с.

3. Чунихин А. А. Электрические аппараты: Учебное пособие для вузов // Москва: Энергоатомиздат, 1988. 720 с.

4. Александров Г. Н. Теория электрических аппаратов: Учебник для вузов // СПб.: СПбГУ, 2000. 540 с.

5. Коновалова Л. Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебное пособие для вузов // Москва: Энергоатомиздат, 1989. 528с.

6. Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов // Москва: Энергоатомиздат, 1984. 472 с.

7. Чернобровов Н. В. Релейная защита: Учебное пособие для вузов // Москва: Энергия, 1974. 180 с.

8. Тарасов В. И. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебное пособие для вузов // Москва: Госэнергоиздат, 1960. 409 с.

9. Большам Я. М. Проектирование электроснабжения линий электропередач и сетей: Учебное пособие для вузов // Москва: Энергия, 1975. 696 с.

10. Сибикин Ю. Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебник для вузов // Москва: Высшая школа, 2001. 336 с.

11. Поляков В. В. Методические указания по расчету заземления металлических нетоковедущих частей электрооборудования при дипломном проектировании: Учебное пособие для студентов вузов // Липецк, 1984. 23 с.

12. Строев В. А. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учебное пособие для электроэнергетических специальностей // Москва: Высшая школа, 1999. 352 с.

13. Организация охраны труда на производстве: Учебное пособие // Воронеж: ВПИ, 1989. 79 с.