Совершенствование электрификации МТФУХ "Кокино"

Определяем ток трехфазного КЗ в точке «0»

 = 1,943 кА.

Определяем токи трехфазного КЗ:

в точке «1»

 = 1,593 кА,

в точке «3»

 = 1,152 кА.

Сравниваем полученные значения токов КЗ с данными таблицы 4.1, видим, что все выбранные автоматические выключатели удовлетворяют условию предельной отключающей способности:

Линия 1 IМАКС = 1,6 кА < IМАКС.Q1 = 20 кА.

Линия 2 IМАКС = 1,15 кА < IМАКС.Q2 = 25 кА.

Автоматические выключатели проверяются также по условиям:

- номинальное напряжение автомата Uа.н. ≥ Uc, соблюдается всюду;

- номинальный ток теплового расцепителя IT.P.H ≥ KH·Iрасч, где Кн = 1,1…1,3 -коэффициент надежности защиты.

Условие по номинальному току теплового расцепителя соблюдается:

для Q1 155,8×1,2 = 187 А < 200 А;

для Q2 185,4×1,2 = 223 А < 250 А.

- селективности за счет мгновенной токовой отсечки электромагнитного расцепителя. Для обеспечения селективности ток срабатывания [2] IC.O = 1,25·Iрасч ≤ IЭ.P.у

должен быть меньше тока уставки электромагнитного расцепителя.

Токи срабатывания отсечек в линиях:

Iсо1 = 1,25∙155,8 = 195 А < Iэ.р.у1 = 1000 А;

Iсо2 = 1,25∙185,4 = 232 А < Iэ.р.у2 = 800 А.

- коэффициент чувствительности отсечки:

Кч = Iк(2)/IЭ.P.у ≥ 1,1

За трансформатором 160 кВА имеем токи двухфазного КЗ:

в линии 1  = 1,384 кА;

в линии 2 = 0,995 кА.

Коэффициенты чувствительности отсечек:

в линии 1Кчо1 = 1384/1000 = 1,38 > 1,1;

в линии 2Кчо4 = 995/800 = 1,24 > 1,1.

- коэффициент чувствительности теплового расцепителя:

,

где - ток дугового однофазного КЗ в наиболее удаленной точке линии, определяемый по формуле [7]:

I(1)К = Кс1∙I(1)Км,

где

I(1)Км = UHС /(Ö3× Z(1)å)

ток металлического однофазного КЗ;

Кс1 – коэффициент, зависящий от величины полного суммарного сопротивления цепи однофазного КЗ:

Z(1)å = .

Полные сопротивления однофазного КЗ до точек и коэффициенты:

«2»: Z(1)2∑ =  = 368 мОм,

Кс12 = 0,95;

«4»: Z(1)4∑ =  = 464 мОм,

Кс15 = 0,96.

Токи однофазного КЗ в точках сети и коэффициенты чувствительности защит автоматическими выключателями:

I(1)К2 = 0,95∙400/(1,73∙368) = 0,6 кА;

кч2 = 0,6/0,2 = 3 ≥ 3;

I(1)К4 = 0,96∙400/(1,73∙464) = 0, 8 кА;

кч5 = 0,8/0,2 = 4 > 3;

Таким образом, чувствительность защит принятыми автоматическими выключателями обеспечивается.

3.6 Выбор предохранителей защиты трансформатора

Защиту трансформатора 10/0,4 кВ на стороне 10 кВ, устанавливаемых на подстанции, выполняем предохранителями типа ПКТ. Номинальный ток плавкой вставки предохранителей ПКТ выбираем по условию отстройки от бросков намагничивающего тока, величина которого для трансформатора мощностью 160 кВА составляет 10,2 А. Тогда, принимаем номинальный ток плавкой вставки 16 А.

Затем проверяем выбранную плавкую вставку на селективность при аварийном отключении автоматов на стороне 0,38 кВ.

Селективность будет обеспечена, если при КЗ за автоматом последует его отключение (время срабатывания) и только после его отказа с выбранной ступенью селективности произойдет плавление вставки.

Селективность будет обеспечена, если для времени плавления вставки  выполняется условие

,

где Кп = 0,9 - коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки к времени ее разогрева.

Полное время срабатывания автомата с учетом разброса его характеристики составляет tсз = 0,3 с, а ступень селективности примем Δt = 0,5 c. Тогда

 с.

Ток при трехфазном КЗ за трансформатором 160 кВ∙А составляет

Соответственно на стороне 10 кВ ток КЗ составит

.

По ампер -секундной характеристике плавкой вставки с Iном = 16 А при токе 74 А предохранителя ПКТ находим, что время плавления tпл = 0,4 с.

Плавкую вставку также проверяем по условию , где tк = 900/к² - допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе по условию термической стойкости, с;

к = Ioo/IнТ

отношение установившегося тока КЗ к номинальному току трансформатора.

При  допустимое время протекания тока КЗ в трансформаторе составит

.

Следовательно, имеем tв = 0,89 ≤ tк = 2,1 ≤ ∆t = 4 с и выбранная плавкая вставка обеспечивают защиту трансформатора.

4 Детальная разработка проекта

4.1 Использование ветроэнергоустановки

Вопросы обеспеченности энергоресурсами первостепенны для каждой страны. Существует объективный показатель — коэффициент самообеспеченности (КСО). Анализ самообеспеченности энергоресурсами в 2000 г. показал, что из бывших советских республик энергетически независимыми являются Туркменистан (КСО=3,31), Казахстан (2), Азербайджан (1,62), Россия (1,57) и Узбекистан (1,1). В настоящее время использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ) позволяет частично и экологически безопасно решить энергетическую проблему,. Например, ветроустановка, вырабатывающая 1 млн. кВт•ч в год, предотвращает выбросы около 1000 т СО2, 6,5 т SO2, от 3 до 6 т окислов азота, 65 т золы и 400 кг пыли, которые неизбежно поступают в окружающую среду при генерации электроэнергии электростанцией, работающей на угле.

Ветроэнергетические установки (ВЭУ) уже достигли коммерческой зрелости и в местах с благоприятными скоростями ветра могут конкурировать с традиционными источниками электроснабжения. Автономные установки, предназначенные для энергоснабжения сравнительно мелких потребителей, могут применяться в районах с небольшими среднегодовыми скоростями ветра.

Перспективным вариантом считается применение ветроустановок в сельском хозяйстве для электроснабжения производственных процессов, а также в качестве резервного источника электроснабжения. Применение параллельной энергоустановки также позволяет снизить стоимость необходимого аккумулирующего устройства ветроустановки по сравнению с установкой работающей в автономном режиме.

Предлагаемая в проекте схема ветроустановки, работающей параллельно с энергосистемой, изображена на рисунке 4.1.

Рисунок 3.1 - Расчетная схема электроснабжения: а - коровник на 200 голов; б - коровник на 200 голов; в - водонапорная башня

Ротор синхронного генератора 1 вращается с непостоянной скоростью и вырабатывает переменную ЭДС, частота которой изменяется пропорционально снижению или возрастанию скорости ветра. Для использования электроэнергии от установки совместно с энергосистемой необходимо обеспечить получение постоянство частоты переменного тока.

Стабилизацию частоты предлагается реализовать статическим преобразователем по схеме “переменное напряжение переменной частоты – постоянное напряжение – переменное напряжение постоянной частоты”.

Вырабатываемая генератором электрическая энергия разветвляется на два контура. В первом контуре электроэнергия через выпрямитель 2 и стабилизатор 3 поступает в инвертор, где постоянное напряжение 11В преобразуется в напряжение 380/220 В с частотой 50 Гц,.

Мощность инвертора достигает единиц киловатт.

Второй контур – линия буферного накопителя электрической энергии. Она включает аккумулятор 4 и элемент сравнения 5. Контур вступает в работу в случае достаточной интенсивности ветра. При этом энергия, вырабатываемая ветроэнергетической установкой, превышает энергию, потребляемую самим инвертором, а напряжение на входе стабилизатора превышает напряжение на выходе стабилизатора. Разность напряжений приводит к срабатыванию зарядного устройства, зарядный ток которого пропорционален разности напряжений.

Уменьшение интенсивности ветра приведет к уменьшению напряжения перед стабилизатором, вследствие чего происходит уменьшение сигнала с выхода сумматора до установленного значения, что приведет к прекращению заряда аккумулятора. В этом состоянии энергия ветроустановки затрачивается только для питания потребителя через инвертор.

В случае прекращения или недостаточной скорости ветра, напряжение на выходе стабилизатора становится ниже напряжения аккумулятора, а инвертор начинает питаться от аккумулятора.

Использование электроэнергии, вырабатываемой ветроустановкой, совместно с централизованной энергосистемой возможно с помощью схемы местного автоматического включения резерва (АВР) двухстороннего действия на переменном оперативном токе. Секционный выключатель Q3 нормально отключен и включается устройством АВР при отключении выключателей ввода Q1 или Q2 или исчезновении напряжения на шинах секции I или II в результате отключения питающей линии W1 или W2. Особенность схемы АВР — при восстановлении напряжения на питающей линии автоматически восстанавливается нормальная схема подстанции.

При ненормальном режиме работы под действием релейной защиты отключается выключатель Q1, замыкается его вспомогательный контакт SQ1:3 в цепи включения секционного выключателя Q3 и последний включается, т. е. происходят АВР без выдержки времени и восстановление напряжения на секции I. Однократность действия АВР обеспечивается тем, что при отключении выключателя Q1 реле KQC теряет питание и размыкает свой контакт KQC 2 в цепи автоматической подготовки привода выключателя Q3.

В другом аварийном режиме, при исчезновении напряжения со стороны линии W1, реле КТ1 и КТ2 возвращаются в исходное состояние, с выдержкой времени замыкаются их контакты КТ1: 2 и КТ2: 2 в цепях отключения выключателя Q1. Выключатель Q1 отключается и схема АВР действует на включение выключателя Q3 так же, как описано ранее. Напряжение на шинах секции I восстанавливается, якорь реле КТ2 втягивается, контакт КТ2:1 замыкается, а контакт КТ2:2 размыкается. Реле КТ1 по прежнему находится в исходном состоянии, его контакт КТ1:1 разомкнут. В данном случае реле КТ1 используют для контроля за появлением напряжения со стороны питающей линии. Пусковым органом (ПО) схемы АВР служит реле КТЗ (ЭВ-248), срабатывающее от минимального напряжения.

Если напряжение со стороны линии W1 появилось, то срабатывает реле КТ1 и замыкает свой контакт КТ1:1. При этом начинает работать реле КТЗ, которое своим проскальзывающим контактом КТ3:2 (замыкаясь на 1...1,5 с) создает цепь на включение выключателя Q1, а конечным контактом КТ3:3 - цепь на отключение секционного выключателя Q3. Таким образом, восстанавливается нормальная схема подстанции с отключенным выключателем Q3, который автоматически подготавливается к будущему действию устройства АВР.

При расчете уставок АВР трансформатора определяют:

1. Напряжение срабатывания ПО Ucp= (0,75...0,8)Uн.

2. Время срабатывания ПО - от 2 до 20 с

Для оценки эффективности применения ветроустановки оценим надежность схемы АВР.

4.2 Энергосберегающее освещение

Эффект энергосберегающего освещения в проекте предлагается получить по двум направлениям:

заменой малоэффективных ламп накаливания газоразрядными лампами высокого давления типа ДРВЛ, которые не требуют применения ПРА, более долговечны и существенно превосходят лампы накаливания по светоотдаче;

применением автоматизации управления процесса включения - выключения освещения.

По мнению ведущих ученых ВНИЭСХ за счет замены традиционных ламп накаливания компактными газоразрядными лампами можно снизить потребление осветительной системой электроэнергии до 40%.

Поэтому предлагается осуществить замену ламп накаливания на газоразрядные лампы высокого давления с активным балластным сопротивлением типа ДРВЛ-220-160. Эти лампы имеют цоколь Е27, не нуждаются в ПРА и могут напрямую заменить лампы БК-225-150 в светильниках типа НСПО. Кроме того, зажигание ламп ДРВЛ происходит мгновенно, в противоположность лампам ДРЛ с индуктивным ПРА, которых разгораются 3 – 5 минут.

Недостатком ламп ДРВЛ-220-160 является высокая цена, которая приблизительно в 8 раз выше стоимости ламп типа БК-150.

Однако срок службы ламп ДРВЛ в 4 раза превышает срок службы ламп накаливания, а световая отдача также выше чем, у ламп накаливания примерно в 6 раз [12].

В таблице 4.1 показаны изменения данных расчетно-монтажной таблицы 2.3, полученные при замене ламп типа БК на лампы ДРВЛ-220-160. В результате этой замены снижена суммарная установленная мощность в системе освещения коровника на 2110 Вт (более 20%), а удельная мощность также снижена, но незначительно, на 1,36 Вт/м2 (около 2,5%). Снижение установленной мощности осветительных установок получено за счет уменьшения числа светильников в стойловом помещении с 85 до 40 штук, в помещения для навозоудаления – с 5 до 3 штук. Расчетная освещенность помещения при этом не снизилась, а даже несколько возросла.

4.3 Автоматизация вентиляционных установок

В соответствии с расчетами тепловых нагрузок и микроклимата в коровниках, выполненных в разделе 2, для вентиляции помещений коровников приняты вентиляторы ВЦ-70ю

Для управления вентиляционной установкой применяем серийное устройство - станцию управления МК-ВАУЗ на основе тиристорного регулятора напряжения. Принципиальная электрическая схема автоматического управления вентилятором приведена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2. Функциональная схема включения станции МК-ВАУЗ для автоматического управления вентиляционной установкой ВЦ-70

В автоматическом режиме схема работает следующим образом. Сигнал датчика RK, измеряющего температуру в помещении, поступает на мост сравнения МС, в одном из плеч которого включен резистор, выполняющий функцию задатчика температуры ЗдТ.

Далее преобразованный сигнал через усилитель-демодулятор УД подаётся в узел сравнения УС, в котором имеются задатчики базового напряжения ЗБН, дифференциала ЗД, которым задают допустимое снижение температуры, и задатчик ЗМН, устанавливающий минимальное напряжение питания двигателя МА1.

Затем сигнал поступает на системы импульсно-фазового управления СИФУ1- СИФУ3, которые, изменяя углы отпирания тиристоров блоков БТ1- БТ3, плавно изменяют величину напряжения на обмотках статора МА1.

Плавное изменение напряжения на статорных обмотках электродвигателя позволяет обеспечить плавное изменение скорости вращения вентилятора.

5 Эксплуатации электрооборудования

5.1 Планирование годовой потребности в электроэнергии

Для определения потребности хозяйства в электроэнергии применяют три метода.

Метод 1. Планирование по потребности от достигнутого уровня. По расходу в предыдущем году с учетом изменений в планируемом году с учетом списания или установки электрооборудования, потребности жилищно-коммунального хозяйства предприятия АПК.

Метод 2. Плановую потребность в электроэнергии рассчитывают, ориентируясь на показатели хозяйства за последние 3—5 лет при отсутствии значительных колебаний в динамике по следующей формуле:

QП=Qi-1t,

где QП, Qi-1 – планируемый и фактический расход электроэнергии в предшествующем году, кВт ч;

t - среднегодовой темп роста потребности в электроэнергии

,

где Qб - фактический расход электроэнергии в базовом году, кВт ч;

n – разница в годах.

В учхозе «Кокино» расход электроэнергии в 2004 и 2006 годах составил соответственно 667 и 568 тыс. кВт·ч. Тогда среднегодовой темп роста потребления покупной электроэнергии при n = 2006-2004 = 2

;

Qn = 568×0,92 = 522,56 тыс. кВт∙ч

Метод 3. Нормативный метод предполагает расчет по известному перечню потребителей и удельным нормам расхода электроэнергии. Норма расхода электроэнергии — это плановый показатель, характеризующий расход электроэнергии на единицу продукции, разрабатываемый на основе достижений научно-технического прогресса и обеспечивающий требуемое качество производимой продукции.

Расчетная потребность электроэнергии в учхозе «Кокино» за год указана в таблице 51.

Таблица 5.1 – Определение годовой потребности в электроэнергии

Для построения годового плана-графика потребления электроэнергии необходим помесячный расход электроэнергии по подразделениям, который представлен в таблице 5.2.

5.2 Расчет трудоемкости эксплуатации электрооборудования

Объем работ по обслуживанию электрохозяйства измеряют в условных единицах эксплуатации (УЕЭ), 1 УЕЭ соответствует 18,6 чел∙ч. Трудоемкость эксплуатации электрооборудования определяется по нормам трудозатрат на ТО и ТР оборудования.

Для определения трудоемкости ТО и ТР электрооборудования объектов электрохозяйства предприятия на практике следует провести комплекс подготовительных работ:

полную инвентаризацию электроустановок хозяйства с привлечением «Карт учета электрооборудования»;

проверку соответствия исполнения эксплуатируемого электрооборудования условиям окружающей среды и режима работы;

проверку и настройку защиты электрооборудования от аварийных режимов в соответствии с рекомендациями и указаниями;

обучение и инструктаж персонала (операторов), обслуживающего технологическое оборудование;

составление графиков выполнения профилактических мероприятий, предусмотренных системой ППРЭсх;

планирование состава материально-технической (ремонтно-эксплуатационной) базы, обеспечивающей выполнение предусмотренных графиками профилактических мероприятий и работ по ликвидации возможных сбоев и ремонта электрооборудования.

В суммарной трудоемкости обслуживания электрохозяйства учитываются работы по монтажу и капитальному ремонту электрооборудования и сетей, выполняемые силами персонала электротехнической службы, а также мелкомонтажные работы.

Расчетные данные об электрооборудовании учхоза «Кокино» приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Расчет объема ТО и ТР электрохозяйства учхоза

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6