Дипломная работа: Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Использование ДЭС как резервного источника питания

Промышленность выпускает достаточно большое количество передвижных и стационарных ДЭС, которые можно использовать в качестве резервных. Основной элемент передвижных и стационарных ДЭС — дизель–генератор, собранный на общей сварной раме. Первичный двигатель — дизель и генератор обычно соединены между собой жесткой муфтой. Станции оснащают синхронными генераторами с машинной или статической системой возбуждения. В первом случае генератор постоянного тока, используемый в качестве возбудителя, соединяют с валом основного генератора текстропной (ременной) передачей или фланцем. Мощность возбудителя обычно составляет 1,5 ... 2,5 % номинальной мощности синхронного генератора. Во втором случае система возбуждения, состоящая из статических (неподвижных) элементов — силового трансформатора, выпрямителей и т. д., преобразует переменный ток на выводах генератора в постоянный для питания обмотки возбуждения и регулирования напряжения генератора.

В состав оборудования ДЭС входят также: системы охлаждения дизеля с насосами, баками и трубопроводами; системы питания топливом дизеля с топливными баками, насосами и трубопроводами; системы смазки дизеля с масляными баками, масляными радиаторами, насосами и маслопроводами; системы запуска дизеля с электрическим стартером, аккумуляторной батареей и зарядным генератором или воздушными баллонами, компрессором, пусковыми клапанами и трубопроводами; системы подогрева дизеля с подогревателями, лампами и змеевиками для подогрева, отопительно–вентиляционными установками; щиты управления, защиты и сигнализации, щиты распределения электроэнергии от станции к потребителю, аккумуляторная батарея с выпрямителями для ее подзаряда, которая служит для запуска дизеля и питания постоянным током схем управления, сигнализации, цепей возбуждения.

По конструктивному исполнению ДЭС разделяют на стационарные и передвижные.

Рис. 3.1 Дизельная электростанция типа АСДА–250

Стационарные станции предназначены для работы в закрытых помещениях с температурой окружающего воздуха от 4–8 до +40 °С. Помещения для стационарных станций должны быть огнестойкими, иметь приточную вентиляцию и отопительную систему. Все основное и вспомогательное оборудование размещают так, чтобы обеспечить к нему доступ, а также иметь место для ремонтной зоны (для выемки при ремонте поршней, датчиков, расчленения дизеля и т. д.). Дизель–генератор устанавливают на бетонный горизонтальный фундамент, который для предотвращения резонансных колебаний не должен быть связан со стенами здания и фундаментами других агрегатов. На рисунке 4.3 показан общий вид стационарной ДЭС типа АСДА–250 (без щита управления).

Для нормальной эксплуатации помещение станции, кроме естественного освещения, оборудуется искусственным, а также своим защитным заземлением. Шкафы и панели управления, сигнализации, защиты и распределения электроэнергии устанавливают так, чтобы обеспечить свободный доступ к аппаратуре и возможность наблюдения за кабелями,

Передвижные станции предназначены для работы на открытом воздухе при температуре от —50 до 40 °С, они должны иметь защиту от атмосферных воздействий и обеспечивать работу в условиях вибрации и тряски. Размещают их на автомобильном прицепе, в кузове автомобиля или в закрытом вагоне. Передвижные станции следует использовать в первую очередь для сокращения продолжительности перерывов в электроснабжении при ремонтах, реконструкции или плановых отключениях электрических сетей. Их применение целесообразно в тех случаях, когда длина сети невелика, а вероятная продолжительность восстановления участков сети относительно большая. При нарушениях работы магистральных участков электрических линий передвижную электростанцию целесообразно подключать через передвижную подстанцию (их обычно устанавливают на двухосном автомобильном прицепе) к неповрежденному участку линии напряжением 10 кВ или непосредственно к шинам 0,38 кВ ТП. При нарушениях работы линий 0,38 кВ электростанцию подключают к распределительным щитам потребителя.

По уровню автоматизации различают станции первой, второй и третьей степеней автоматизации.

Первая степень обеспечивает автоматическое поддержание номинального режима работы (в том числе без обслуживания и наблюдения не менее 4 ч) после пуска и принятия нагрузки дизель–электрическими агрегатами. При этом обеспечиваются аварийно–предупредительная сигнализация и защита, а также автоматический подзаряд стартерных аккумуляторных батарей и автоматическое наполнение топливных баков.

Вторая степень автоматизации включает автоматику первой степени и устройства для дистанционного и автоматического управления дизель–электрическими агрегатами — пуск, синхронизация при параллельной работе, принятие нагрузки, останов, контроль за работой, поддержание неработающего дизеля в прогретом состоянии. При этом обеспечивается срок необслуживаемой работы не менее 16 ч для агрегатов мощностью до 100 кВт и 24 ч свыше 100 кВт.

Третья степень автоматизации включает автоматику второй степени и дополнительные устройства для управления дизель–электрическими агрегатами — пополнение топливных и масляных баков, подзаряд всех аккумуляторных батарей и пополнение воздушных баллонов, заданное распределение активных и реактивных нагрузок при параллельной работе, управление вспомогательными агрегатами. При этом срок необслуживаемой работы не менее 150 ч для агрегатов мощностью до 100 кВт и 240 ч свыше 100 кВт.

ДЭС второй и третьей степеней автоматизации имеют также аварийно–предупредительную сигнализацию при достижении предельных значений температуры воды, масла, воздуха, давления масла, расхода и уровня жидкости, частоты вращения и т. д.

В зависимости от мощности и типа генератора и степени автоматизации станции применяют различные типы щитов управления и распределения энергии, предназначенные для управления, контроля за работой, защиты, включения на параллельную работу и распределения электроэнергии станции.

Мощность ДЭС выбирают по максимальной нагрузке станции Рмаx. При этом общая мощность выбранных агрегатов должна быть больше Рмах. Перегрузка агрегатов автономно работающей электростанции по мощности недопустима, так как влечет за собой снижение частоты переменного тока.

Номинальная мощность генераторов Рэ должна быть больше максимальной нагрузки генераторов электростанции Рмах или равняться ей:

                                                                                        (3.11)

Поэтому мощность ДЭС будет:

Рэ = 400 кВт ≥ Рmax300 кВт.

Окончательно выбираем мощность и марку ДЭС – АСД-400.

Правила технической эксплуатации рекомендуют при непрерывной работе дизеля свыше 24 ч снижать нагрузку для четырехтактного дизеля до 90 %, а двухтактного —до 85 %.

В основу выбора числа агрегатов Zр дизельной электрической станции положены экономические соображения. Мощность агрегата не должна более чем в 2 раза превышать минимальную нагрузку суточного графика. Число агрегатов (округляемое до целого) определяют по формуле

n = Pmax/(0,9∙Pэ)                                                                              (3.11)

Для нашей расчетной ТП №2237 с максимальной нагрузкой Pmax = 300 кВт количество дизельных электростанций АСДА–400

n =

3.6 Подключение автоматизированного ДЭС

Рис. 3.2 Схема соединений генератора автоматизированной ДЭС

Обмотка статора G выполнена также, как у других генераторов ДЭС. У ротора явно выраженные полюса. На нем размещена обмотка возбуждения GL генератора, получающего питание от статистической системы. Ток в обмотке возбуждения регулируется шунтовым реостатом R2. В цепь возбуждения включен резистор RV гашения магнитного поля генератора. Сопротивление дишунтируется при отключении генератора системной защиты, а также для включения генератора на параллельную работу – методом самосинхронизации. На рисунке 2.1. показаны не все обмотки системы возбуждения и регулирования напряжения генератора. Обмотка силового трансформатора Т (у генераторов ЕСС-5 она уложена в пазы статора вместе с основной обмоткой G) и трехфазный выпрямитель UZ – это силовая цепь питания обмотки возбуждения. При вращении ротора за счет остаточного магнетизма в его полюсах и в стали статора образуется начальная ЭДС в обмотках G и Т, но она недостаточна для того, чтобы открылся выпрямитель UZ. Поэтому начальное возбуждение создается подачей импульса тока в обмотку возбуждения по цепи GB от аккумулятора или с помощью резонансовой системы, магнитно связанной с системой возбуждения. Обмотка ТV используется в блоке регулятора возбуждения, который на схеме не показан. Он подключен к выводам GB. Включение генератора и его защита от внешних КЗ осуществляется автоматическим выключателем QF. Для питания измерительных приборов установлены трансформаторы тока ТА! – ТА3; вольтметр PV и частометр PF подключаются непосредственно к генераторному напряжению. Точность синхронизации контролируют лампами III. Для управления генератором и распределения нагрузки установлен специальный щит.

4.  Разработка однолинейной схемы электроснабжения

Электрической схемой главных соединений предусматривается автоматическая работа электроагрегата на электрическую сеть напряжением 380 В.. Параллельная работа ДЭС с основным источником централизованного электроснабжения не допускается. Типовым проектом предусматривается четыре варианта электрических схем связи ДЭС с сетью напряжением 380 В централизованного электроснабжения. При выборе варианта следует учитывать проектируемую или существующую схему внутри площадочных сетей 380 В, расположение резервных потребителей на объекте, место расположения ТП 10/0,4 кВ, организацию обслуживания сетей 380 В на объекте.

Ниже представлена однолинейная схема из одного варианта схемы электрических соединений ДЭС и связи электроагрегата с сетью 380 В группы резервных потребителей с распределительным пунктом.

Состав схемы:

Т – трансформатор 10/0,4 кВ,

S2 – рубильник,

FU – плавкий предохранитель,

Шины 0,4 кВ,

Д – кабельная вставка,

S1 – переключающий рубильник,

QF – автоматический выключатель,

ТА – трансформатор тока,

PI – счетчик электрический,

G – генератор.

Рис. 4.1 Схема электрических соединений ДЭС.

Помещение ДЭС располагают вблизи производственного помещения с вводным РП. Этот вариант обеспечивает как групповое, так и индивидуальное резервирование ответственных приемников. Электроагрегат подключает к шинам 0,4 кВ РП через распределительное устройство Д1 с переключающим рубильником 1. Устройство Д1 устанавливают в в помещении распределительного пункта РП Щит собственных нужд ДS подключен к РП.

В нормальном режиме работы питание основных потребителей осуществляется от внешнего источника электроснабжения – трансформаторной ПС через переключающий рубильник и распределительный пункт РП. Рукоятка рубильника S1 устанавливается в положении «Q» - «включена сеть».

В аварийном режиме работы при исчезновении напряжения от ТП запускают (вручную) Электроагрегат. Рукоятку рубильника S1 устанавливают в положении «S» - «включена ДЭС».

Электрическая схема КТП 10/0,4 кВ мощностью 400 кВ состоит: из разъединителя 10 кВ РЛНД с заземляющими ножами, установленного на ближайшей опоре линии 10 кВ; вентильных разрядников для защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне 10 кВ и предохранителей, установленных в одном устройстве высшего напряжения, обеспечивающих защиту трансформатора от многофазных КЗ.

Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором. Остальная аппаратура размещается в нижнем отсеке (шкафу), т.е. РУ 0,4 кВ. На вводе РУ 0,4 кВ установлены рубильник, вентильные разрядники для защиты от перенапряжений на стороне 0,4 кВ, трансформаторы тока, питающие счетчики активной энергии и трансформаторного тока, к которым подключено тепловое реле, обеспечивающее защиту силового трансформатора от перегрузки. Включение, отключение и защита отходящих линий 0,4 кВ от КЗ и перегрузки осуществляется автоматическими выключателями. При этом для защиты линий от однофазных КЗ в нулевых проводах ВЛ 0,4 кВ установлены токовые реле.

5.  Выбор сечения проводов ВЛ-10 кВ

Электрический расчет линии 10 кВ производится с целью выбора марки Ии сечения провода и определение потерь напряжения и энергии. Сечение проводов выбирается нагрузки с учетом надежности.

Выбираемое сечение проводов проводится:

по допустимому нагреву.

                                                                                         (5.1)

по потере напряжения

                                                                                     (5.2)

Определяем рабочий ток линии

                                                                                  (5.3)

Где Sрасч – расчетная полная мощность, кВа,

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Питание потребительских ПС10/0,4 кВ осуществляется от одной линии.

∑S = SТП = 354,6 кВа.

Сечение провода определяется по экономической плотности тока.

                                                                                     (5.4)

где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2. jэк = 1,1 А/мм2 []

Согласно ПУЭ для III климатического района по гололеду принимаем провод АС сечение провода должно быть не менее 50 мм2. Выбираем провод АС-50.

Iдоп = 210 А.

Iдоп = 210 А > Ipmax = 20?5 А.

Условие выполнено.

Рассчитываем потери напряжения в линии

                                                                      (5.5)

где Рр, Qр – мощности активная и реактивная, Вт,

 - длина линии, км,

Х0 – реактивное сопротивление линии, Ом/км, Х0 = 0,40 Ом/км. []

R0 – активное сопротивление линии, Ом/км. R0 = 0,60 Ом/км. []

∆Uдоп = - 6% ≥ 1,28%.

Определяем потери электроэнергии на линии.

                                                                            (5.6)

где Ipmax – рабочий ток линии,А

R0 – активное сопротивление линии, Ом/км,

τ – время максимальных потерь, час, τ = 1450 час. [].

Потери энергии в линии, %.

                                                                      (5.7)

где Wгод – годовое потребление энергии. Wгод = Ррасч∙Тmax.

Тmax – время использования максимальной мощности. Тmax = 2700 час.

.

Потеря энергии в трансформаторе, %.

                                                                           (5.8)

где ∆Wт – потеря энергии в трансформаторе. []

.

Рассчитаем линию 0,4 кВ.

Разбиваем нагрузку не две линии.

Линия 1, 3 -

Линия 2 -

Расчет линии 0,4 кВ ведем методом интервалов.

Определим эквивалентную мощность:

Sэквив1 = Sр1∙Кд                                                                                 (5.9)

Где Кд – коэффициент динамики роста. Кд = 0,7 [].

Sэквив1 = 152∙0,7=106,4 кВа

Sэквив2 = 203,8∙0,7=143 кВа.

Выбираем провод А-50.

6.  Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты.

Расчет токов КЗ начинаем с выбора расчетной схемы, на которой указывается марки проводов и их сечение, длина линий, силовые трансформаторы их мощность.

На расчетную схему наносим точки КЗ.

Рис. 6.1 Расчетная схема замещения

На схеме замещения указываются индуктивные и реактивные сопротивления основных элементов системы, линии, трансформаторов.

На схеме расставляются точки КЗ. Расчет ведем методом именнованных единиц. Принимаем базисное напряжение средненоминальное напряжение одной ступени

Uб = 10,5 кВ.

Рис. 6.2 Схема замещения

Определяем сопротивление схемы замещения.

Сопротивление системы.

                                                                                        (6.1)

ХС = 1,

где  - мощность КЗ , кВа.

Сопротивление линии активное.

                                                                  (6.2)

Сопротивление реактивное.

                                                                (6.3)

где R0, X0 – активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км.

 - длина линии, км.

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Сопротивление трансформатора.

                                                                                  (6.4)

                                                                                   (6.5)

где Рк – потери КЗ в трансформаторе, кВт.

Uк – напряжение КЗ, %,

SНТ – номинальная мощность трансформатора, кВ,

UН – номинальное напряжение, кВ.

Результирующее сопротивление до точек КЗ.

                                                                                  (6.6)

Трехфазный ток КЗ.

                                                       (6.7)

Ток двухфазного КЗ.

                                                                                   (6.8)

Ударные токи КЗ.

                                                                                (6.9)

Где Куд – коэффициент ударности. []

Мощность КЗ.

                                                                                      (6.10)

где ZQ – сопротивление контактов, принимаем ZQ = 15 Ом.

Сопротивление линии 10 кВ.

.

Расчет точки К-1.

Определяем сопротивление трансформатора.

Трехфазный ток КЗ.

.

Двухфазный ток КЗ.

Мгновенное значение ударного тока КЗ.

Определяем сопротивление линии 0,4 кВ для провода А-50.

Хл1 = Х0= 0,35∙0,2 = 0,07 = 70мОм.

Rл1 = R0=0,59∙0,2 = 0,118 = 118 мОм.

Хл2 = Х= 0,35∙0,3 = 0,105 = 105мОм.

Rл2 = R0=0,59∙0,3 = 0,147 = 147 мОм.

Результирующее сопротивление.

                                                                     (6.11)

.

Трех фазные токи в точках К-2, К-3, К-4.

Точка К-2

Точка КЗ

7.  Выбор защитной аппаратуры трансформаторов 10/0,4 кВ

Защита трансформатора 10/0,4 кВ.

Силовые трансформаторы со стороны высокого напряжения защищаются предохранителями ПК-10.

Условия выбора плавких предохранителей:

                                                                                     (7.1)

где Uнпред, Uнсети – номинальное напряжение предохранителя, сети, кВ.

Iнпл.вст – номинальный ток плавленой вставки, а

 - ток трех фазного КЗ в точке К-1, кА

Iнт – номинальный ток трансформатора, А.

Определяем номинальный ток трансформатора.

                                                                                    (7.2)

По номинальному току трансформатора выбираем плавную вставку, обеспечивающую отстройку от бросков намагничивающего тока трансформатора.

Iв = (2…3) ∙Iнт

Iв = (2…3)∙32 = 46…69 А

Принимаем Iв = 50 А. [].

Определяем расчетный ток КЗ с учетом коэффициента трансформации.

                                                                                    (7.3)

Где, Кн – коэффициент надежности. Кн = 1,3 []

Кт – коэффициент трансформации.

По амперсекундной характеристике округляем время переключения плавной вставки. Zв = 0,75 с. [].

Определяем допустимое время протекания тока КЗ по трансформатору.

tд = 900/К2

где

tд = 900/15,82 = 3,6 с.

Так как tв = 0,75 с. < tд = 3,6 с., то термическая устойчивость трансформатора будет обеспечена.

8.  Расчет защиты линии 10 кВ

Линия напряжением 10 кВ защищается от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты (МТЗ) и токовой отсечкой (ТО) с действием на отключение защиты выполняется на реле типа РТВ РТМ или РТ-85.

Ток срабатывания защиты.

Определяем по условиям:

1.  при отстройке от рабочего максимального тока

                                                                            (8.1)

2.  по условию селиктивности

где Кн, Кз, Кв – коэффициенты надежности, самозапуска, возврата.

Кн – 1,2

Кв – 0,8

Кз – 1,1 для всех видов реле.

Рабочий максимальный ток линии.

                                                                                     (8.2)

Выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-0,5/Р по условию номинального тока первичной обмотки трансформатора тока.[]

По шкале номинальных токов выбираем Iн = 30А.

Коэффициент трансформации тока Ктт = 30/5 = 6.

Ток срабатывания реле

                                                                                 (8.3)

где Ксх = 1 – коэффициент схемы для «неполной звезды»

Принимаем ток уставки реле РТВ-IV Iур = 10 А.

Действительное значение тока срабатывания защиты:

 (8.4)

.

Определяем чувствительность защиты в основной зоне.

                                                                                           (8.5)

где Iк – ток КЗ в точке К – 1.

>Кч = 1,5

Чувствительность обеспечена.

Защита линии 0,4 кВ.

Линия 0,4 кВ защищает от токов КЗ воздушными автоматическими выключателями.

Условия выбора автоматических выключателей:

                                                                                 (8.6)

где UHа, UHУ – номинальные напряжения автомата, установки, кВ.

Iа, IHP, IРЭ – номинальный ток автомата, теплового расцепителя, электромагнитного расцепителя, А.

 - ток трехфазного КЗ в месте установки автомата, кА.

Линия №1.

Расчетный ток линии.

.

.

Выбираем автомат серии А3724Б:

IHа = 250А,

IHP=250A,

Iпр.откл = 74кА,

IHЭ = 10∙IНР = 10∙250 = 2500 А.

Аналогично рассчитываем линию №3. Рассчитываем ток линии №2

Выбираем автомат А3734:

IHа = 400А,

IHP=400A,

Iпр.откл = 100кА,

IHЭ = 4000 А.

Определим чувствительность защиты. Максимальный ток расцепителя IHP=250A, IHP=400A. Определяем коэффициент чувствительности защиты.

Чувствительность обеспечена.

9. Расчет и выбор компенсации реактивной мощности по ПС 10/0,4 к В

Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента мощности (cosφ) имеет большое значение. Повышение cosφ или уменьшение реактивной мощности снижает потери активной мощности и повышает напряжение. На тех участках, где потребление реактивной мощности увеличивается, потери активной мощности тоже увеличиваются, а напряжение снижается. На тех участках, где потребление реактивной мощности увеличивается, увеличивается пропускная способность электроснабжения, и создаются возможности применения проводов меньших сечений при перегрузке той же активной мощности. Мероприятия, проводимые по компенсации реактивной мощности электроустановки:

1. не требующие применения компенсирующих устройств (переключения статорных обмоток асинхронных двигателей с треугольника на звезду, устранения режима работы асинхронных двигателей без нагрузки и т.д);

2. мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств статических конденсаторов, синхронных двигателей.

Статические конденсаторы изготавливают из определенного числа секций, которые в зависимости от рабочего напряжения, рассчитанной величины реактивной мощности соединенной между собой параллельно, последовательно или параллельно-последлвательно. Соединение трехфазных конденсаторов в треугольник. Напряжение конденсаторов соответствует номинальному напряжению сети. Разъединение конденсаторов осуществляется автоматически после каждого отключения батареи от сети. При естественном коэффициенте мощности (cosφ) на подстанции 10/0,4 кВ менее 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности, так как рассчитанный коэффициент мощности cosφ = 0,85, то необходимо установка конденсаторных батарей. Определяем величину реактивной мощности, которую необходимо компенсировать до cosφ = 0,95.

QК = Qест – 0,33Р                                                                                     (9.1)

где Qест – естественная (до компенсации) реактивная мощность,

Qест = 189 кВ. Р – активная мощность, Р = 300 кВт.

QК = 189– 0,33∙300 = 90 кВар.

Выбираем мощность конденсаторных батарей QБ, по условию:

QК ≤ QБ ≤ Qест                                                                                 (9.2)

Принимаем номинальную мощность конденсаторных батарей на

U = 0,4 кВ, QБ = 150 кВар

Определяем некомпенсированную реактивную мощность:

Q = Qест – QБ (9.3)

Q = 189 – 150 = 39 кВар.

Рассчитываем полную нагрузку ТП с учетом компенсации:

Коэффициент мощности после компенсации

cosφ = P/S = 300/302,5 = 0,99.

Условия выполнены.

10. Безопасность труда

10.1 Состояние безопасности труда в хозяйстве

Уровень производственного травматизма оценивается на основании статистического материала предприятия. Результаты статистического анализа приведены в таблице 9.1.

Проанализируем производственный травматизм в хозяйстве за 3 года с помощью двух показателей: коэффициента частоты и коэффициента тяжести несчастных случаев.

Коэффициент частоты исчисляется на 1000 человек списочного состава работающих и выражает число несчастных случаев на 1000 работающих за отчетный период на предприятии.

Коэффициент тяжести выражает среднее число дней нетрудоспособности, приходящихся на один несчастный случай в отчетном периоде.

Таблица 15– Распределение коэффициентов частоты и тяжести травматизма за 3 год

Из таблицы видно , что за последнее время число несчастных случаев не сокращается. Причинами травматизма являлись: неисправность оборудования , низкая квалификация обслуживающего персонала , нарушение технологического процесса , использование рабочих не по специальности.

Для дальнейшего снижения травматизма необходимо проводить проверку знаний техники безопасности, повышать дисциплину труда.

10.2 Общие меры при работе с КТП

1.КТП относится к электроустановкам напряжения выше 1000 В. При их обслуживании необходимо соблюдать действующие правила техники безопасности, предусмотренные для установок напряжения выше 1000 В, а также выполнять указания настоящей инструкции, инструкции по эксплуатации трансформаторов и аппаратуры, входящей в комплект КТП.

2. Обслуживающий персонал должен:

- иметь специальную подготовку, обеспечивающую правильную и безопасную эксплуатацию электроустановок,

- твердо знать и точно выполнять требования настоящей инструкции,

- свободно разбираться в том, какие элементы должны быть отключены в период ремонтных работ, уметь найти в натуре все эти элементы и выполнять меры безопасности. Предусмотренные Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и настоящей инструкцией,

- знать правила оказания первой помощи пострадавшему от действия электрического тока и уметь практически оказать первую помощь,

- уметь организовать на месте безопасное производство работ и вести надзор за работающими.

3. Все лица, не имеющие непосредственно отношения к обслуживанию КТП, допускаются к ней только в сопровождении и под ответственным наблюдением назначенного для этого лица.

4. Обслуживающий персонал должен понимать, что:

- после исчезновения напряжения на установке оно может быть восстановлено без предупреждения, как при нормальной эксплуатации, так и в аварийных случаях. Поэтому при исчезновении напряжения запрещается производить какие-либо работы, касаться токоведущих частей, не обеспечив необходимых мер безопасности,

- при открывании панели, закрытии распределительного устройства со стороны низшего напряжения на аппаратах напряжение не снимается.

5. Если к трансформаторам тока не подключена нагрузка, то их вторичные обмотки должны быть закорочены.

6. Для выполнения операций управления КТП при температуре окружающей среды, превышающий 40°С, следует пользоваться средствами индивидуальной защиты рук.

7. С целью исключения поражения электрическим током обслуживающего персонала все ремонтные работы и работы, связанные с монтажом и демонтажем аппаратуры в РУНН, должны проводиться при полностью обесточенной КТП, т.е. при отключенном разъединителе ВН.

Организации, эксплуатирующие КТП, обеспечивают обслуживающий персонал всеми необходимыми защитными средствами и средствами оказания первой помощи, предусмотренными Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При реконструкции подстанции 10/0,4 кВ мы руководствуемся нормами СНиП.

Проезжая автодорогу выполняют крупнощебеночным покрытием, переходная дорога на расстоянии 3,5 м до места установки трансформатора . Подстанцию ограждают сплошной сетчатой оградой высотой 1,5 м.

Территорию подстанции благоустраивают путем засевания травами . Обслуживание подстанции осуществляют без постоянного дежурного персонала. В связи с этим, согласно нормам технологического проектирования сетей водопровода и канализации не предусмотрены. Воду доставляют передвижными средствами.

10.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Территории сельскохозяйственного предприятия содержат в чистоте и систематически очищаться от горючих отходов.

Ко всем зданиям и сооружениям обеспечивают свободный доступ. Проезды и подъезды к зданиям и водоисточникам , а так же подступы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными.

Противопожарные резервы между зданиями не используют под складирование грубых кормов, каких- либо материалов и оборудования, для стоянки автотранспорта, тракторов, комбайнов и другой техники.

При размещении ферм и других сельскохозяйственных объектов вблизи лесов хвойных пород , между строениями и лесными массивами создают на весенне-летний пожароопасный период защитные противопожарные полосы, устраиваемые с помощью бульдозеров , лугов и других почвообрабатывающих орудий.

В местах хранения и применения огнеопасных жидкостей и горючих материалов , обработки и хранения сельскохозяйственных продуктов , в животноводческих и других производственных помещениях курение строго запрещается. Курить можно только в специально отведенных местах , отмеченных надписями “ Место для курения “ , оборудованных урнами или бочками с водой.

Необходимая защищенность оборудования пожаро или взрывоопасных зонах , вытекает из необходимости применения несгораемых покрытий кабельных каналов и отражается следующими требованиями :

1. Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин , трансформаторов , различных электромагнитов , проводов.

2. Электрические машины и аппараты , применяемые в электроустановках , обеспечивают как необходимую степень защиты их изоляции от вредного действия окружающей среды , так и достаточную безопасность в отношении пожара или взрыва вследствие какой - либо неисправности.

3. При открытой прокладке провода и кабеля в местах, где возможны механические их повреждения, дополнительно защищают (стальной трубой, металлическим уголком , швеллером).

4. В местах пересечения незащищенных изолированных проводов и прокладки их через сгораемые конструкции прокладывают дополнительную изоляцию. В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды. Общие противопожарные преграды , разделяющие здания по вертикали или горизонтали на отдельные отсеки , представляют собой противопожарную стену и перекрытия , выполняемые из несгораемых материалов ( кирпича , железобетона ).

5. Для предотвращения растекания масла и предотвращения пожара при повреждениях трансформаторов выполняют маслоприемники, маслоотводы и маслосборники. Объем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100% масла , содержащегося в корпусе трансформатора. Габариты маслоприемника выступают за габариты единичного электрооборудования не менее , чем на 0,6 м при массе масла до 2т ; не менее 1м при массе от 2..10т . При проектировании учитывают , что по условиям пожарной безопасности подстанция распологают на расстоянии не менее 3м от зданий с первого по третей степени огнестойкости и 5 м от зданий четвертой и пятой степени огнестойкости.

10.4 Расчет заземляющего контура ТП 10 / 0,4 кВ

Исходные данные:

ρизм – 102 Омм,

ρизм - удельное сопротивление грунта.

вз = 3000 м, Ø = 0,012 м

где вз - вертикального заземления Ø = диаметр вертикального заземления полоса связи размером 40х40 мм.

Климатическая зона по температуре III, глубина заложения 0,8 м.

Решение:

1. Определяем расчетное сопротивление грунта для вертикального заземления.

                                                                             (10.1)

Где Кс – коэффициент азонности для в.з – 1,65. []

К1 – коэффициент, учитывающий сопротивление земли в момент его измерения, К1 = 1,0

.

2. Определяем сопротивление в заземления

                                               (10.2)

где hср – средняя глубина заложения,

hср = 3/2 + 0,8 = 2,3 м.

Согласно ПУЭ сопротивление повторного заземления устройства не должно превышать 10 Ом, ρ = 100 Ом и ниже, если сопротивление выше 10 Ом, то допускается принимать.

3.                                                (10.3)

В дальнейшем для расчетов принимаем наименьшее их этих значений.

4. Определяем общее сопротивление всех повторных заземлений, для этого условно принимаем количество повторных заземлений 6.

                                                                        (10.4)

5. Определяем расчетное сопротивление заземления нейтрале трансформатора:

                                                                  (10.5)

где rЗ – сопротивление заземляющих устройств до 1000 Ом, по ПУО не более 4Ом. rЗ = 4 Ом.

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к типу оборудования не должно превышать 10 Ом. Следовательно для дальнейшего расчета принимаем 8 Ом. [].

6. Определяем теоретическое число стержней:

                                                                      (10.6)

Принимаем четное число вертикального заземления – 8 шт. и располагаем в грунте на расстоянии друг от друга 3 м. Длина полосы связи

7. Определяем сопротивление полосы связи при горизонтальном заземлении.

                      (10.7)

Определим расчетное сопротивление для горизонтального заземления;

Кс = 5,5 – коэффициент сезонности для горизонтального заземления.

d = 0,04,

h = 0,8.

Принимаем коэффициенты экранирования с учетом количества стержней и длины самого стержня.

ηв = 0,58, η = 0,45. []

8. Определяем действительное число стержней

                     (10.8)

Следовательно, к монтажу необходимо принять четное число стержней  12 шт.

9. Опаределяем действительное сопротивление искусственного заземления

                              (10.9)

7<10 Ом

10.Определение заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода.

                                                                   (10.10)

Условие по напряжению выполнено.

11. Расчет экономической эффективности

В данном разделе определяем количество материалов и оборудования для строительства линии электропередач, ПС 10/0,4 кВ. Расчеты ведем без учета линии 0,4 кВ.

Составляем спецификацию на основное оборудование и материалы.

Таблица 11.1 – Спецификация на основное оборудование и материалы

Определяем капитальные тарифы на сооружение ВЛ-10 кВ, ТП 10/0,4.

Таблица 11.2 - Капитальные затраты на сооружение ВЛ-10 кВ, ТП 10/0,4

Определяем ежегодные издержки на электропередачу.

Uг = Uа + Uп + Uэ                                                                                     (11.1)

где UQ – издержки на амортизацию, т. Руб.,

Uп – издержки на покрытие потерь энергопередачи, т. Руб.,

Uэ – издержки на эксплуатацию и техническое обслуживание, т.руб.

Определяем издержки на амортизацию.

                                                                                      (11.2)

где РQ – норма амортизационных отчислений, %. РQ =6,4%. []

К – капиталовложения, т.руб.

Определяем издержки на покрытие потерь электрической энергии.

                                                               (11.3)

Где ∆WЛ-10, ∆WТП – потери энергии в линии 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ.

β – стоимость 1 кВч потерть электроэнергии . Принимаем β = 117 коп/кВч.

Uп = 1,17∙5484+1,17∙17177,5∙=26,514 т.руб./кВтч.

Издержки на эксплуатацию, включающие расходы на заработную плату персонала и текущий ремонт:

                                                                                         (11.4)

Где N – число условных единиц.

Γ – 28 т.руб. – затраты на обслуживание одной условной единицы.

Таблица 11.3 – Нормы удельных единиц по обслуживанию элементов электросетей

UЭ = 2∙12,5 = 0,350 т.руб.

Переданная за год электроэнергия:

WГ = РР∙τmax = 300 2700 = 810000 кВч/год.

Определяем годовые издержки:

UГ = 0,35 + 26,514 + 1068,80 + 1095,700 т.руб.

Определяем себестоимость электроэнергии:

                                                                                        (11.5)

Себестоимость 1 кВт/час составила 1,35 рублей.

Заключение

Данный дипломный проект выполнен на тему «Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО «Петелино» Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности».

В пояснительной записке отражены вопросы эксплуатации электроустановок и развития электроэнергетики.

В первом разделе идет анализ хозяйственной деятельности ОАО «Петелино». Здесь рассмотрены природно-климатические условия хозяйства. Произведены расчеты: экономических показателей деятельности предприятия:

- показатели, характеризующие размер хозяйства:

- рассмотрены состав и структура товарной;

- уровень обеспеченности трудовыми ресурсами;

- использование годового фонда рабочего времени.

В расчетной части произведен расчет энергетических нагрузок, которые сведены в таблицу нагрузок на вводе потребителей: две фермы КРС на 400 голов, кормоцех, котельная, освещение, а также произведен выбор силового трансформатора 10/0,4 кВ и резервного источника питания. В качестве резервного источника питания выбрана дизельная электростанция АСДА0-400, так как для электроснабжения потребителей II категории согласно ПУЭ, где перерыв в электроснабжении допустима на время выключения резервного источника питания, которая предусматривается, как для обеспечения надежности электроснабжения.

Так же разработан вариант однолинейной схемы электроснабжения, где предусматривается автономная работа электроагрегата на электрическую сеть напряжением 380 В. В схеме показаны: ТП 10/0,4 кВ, РП с переключающимся рубильником, пункт управления агрегатом и щит собственных нужд.

Далее был произведен выбор сечением проводов ВЛ-10кВ и ВЛ- 0,4 кВ; рассчитаны токи КЗ, где были выбраны: расчетная схема и схема замещения, и определена точка опасности К1, так как в этой точке сосредотачиваются все нагрузки и преобразования электрической энергии.

В разделе выбора компенсации реактивной мощности предусмотрена установка конденсаторных батарей.

В экономической части диплома приведены расчеты на сооружение линии ВЛ-10 кВ, ТП 10/0,4 и рассчитана себестоимость 1 кВт/час, которая составила 1,35 рублей.

В разделе безопасность жизнедеятельности - рассматривает организацию работы по охране труда на предприятии, анализ травматизма и профзаболеваний на предприятии за последние три года, защитные меры в электроустановках, расчет заземляющего устройства трансформаторной подстанции. В этом разделе также освещены вопросы общих требований по пожарной безопасности, производственной санитарии.

Завершает пояснительную записку девятый раздел - список литературных источников, использовавшихся при работе над дипломным проектом.

Список литературы

1.  Банников А.Г и др. Основы экологии и охраны окружающей среды. - М.: Колос, 1996 – 311.

2.  Будзуко И.А. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства. – М.: 1982 – 318 с.

3.  Будзуко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства – М.: Агропромиздат, 1990 – 496 с.

4.  Инструкция по выбору установленной мощности ПС 35/10, 10/0,4 кВ в сетях сельскохозяйственного назначения РУН. - М.: Сельэнергопроект, 1987 20 с.

5.  Качанов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. М.: 1990 – 351 с.

6.  Коструба С.И. Эксплуатация зазаемления сельскохозяйственных установок. - М.: 1989 – 134 с.

7.  Методические указания к курсовому проекту «Электроснабжение сельского населенного пункта. – И.: 1990 – 55 с.

8.   Мякинин Е.Г. Методические указания по комплектации реактивной мощности в сельских электрических сетях. – М.: 1991 – 20 с.

9.  Нотограмма для определения тока КЗ однофазного тока в сетях 380 – 220 В. РУМ.; Сельхозэнергопроект; 1981 - 12 с.

10.  Прусс В.Л., Тисленко В.В. Повышение надежности сельскохозяйственных сетей. Л.: 1989 – 205 с.

11.  ПУЭМ, М.: Л. Энергия, 1986 – 64 с.

12.  Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства (РУН). – М.: Сельэнергопроект, 1981 – 63 с.

13.  Руководящие материалы по проектированию электроснабжения. - М.: Сельэнергопроект, 1981 – 40 с.

14.  Санлин Л.А. Использование источников энергии в сельскохозяйственном производства – И.: 1994 – 147 c.

15.  Степанов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. –М.: Энергопромиздат, 1987 – 568 с.

16.  Электроснабжение сельского хозяйчтва. – 2-е издание, перераб. и доп. – М.: Колос, 1994 – 288 с.

17.  Правила пожарной безопасности для энергитических предприятий. – Ч.: 1995. – 130 с.

18.  Методические указания к разделу «Безопасность труда» в дипломных работах и проектах. – Ч.: 1994 – 28 с.

19.  Луковников А.В. «Охрана труда» 4-е издание. – М.: Колос, 1978 – 352 с.