Электроснабжение механического завода местной промышленности

Оглавление

	

	Аннотация

	Введение 

			Исходные данные на проектирование

			Описание технологического процесса

			Определение расчетных электрических нагрузок

			Построение графиков электрических нагрузок

			Определение центра электрических нагрузок.

			Выбор системы питания.

	Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

	Выбор трансформаторов ППЭ

	Выбор ВЛЭП

	Выбор системы распределения

	Выбор рационального напряжения распределения

	Выбор числа и мощности цеховых ТП

	Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

	Выбор способа канализации электроэнергии

	Расчет токов короткого замыкания

	Выбор электрических аппаратов 

		Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

		Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

		Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

	Проверка КЛЭП на термическую стойкость

	Расчет самозапуска электродвигателей

		Расчет релейной защиты

		Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла.

		Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора.

		Защита от токов внешних многофазных КЗ

		Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН

		Защита от токов перегрузки.

		Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ.

		Охрана труда

		Заключение

		Литература

		Приложение

	
Аннотация

	

В данном дипломном проекте разработаны системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Содержание дипломного проекта включает в себя следующие вопросы: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электрической энергии, расчет токов короткого замыкания и проверка выбранной аппаратуры, разработка схемы электроснабжения, расчет релейной защиты, расчет заземляющего устройства, вопросы самозапуска электродвигателей. Рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации электроустановок.

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.


Введение



Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий.

		Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

		Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

		Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

		Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

		Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

		Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения механического завода местной промышленности.


Introduction



The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations.

The system design of power supply of industrial firms was conducted in a number(series) of design organizations. As a result of generalization of experience of designing there was a standard solution.

Methods of calculation and designing of shop networks(grids), selection of power of shop transformers and transformer substations now are created, a technique of definition of electrical loads the main(basic) modern problems are etc. below listed(etc. below transferred) in the field of power supply of industrial firms.

1.	 Rational construction of systems of power supply of industrial firms.

2.	 Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms.

3.	 Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics.

4.	 Correct definition of expected electrical loads.

5.	 Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks.

6.	 Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations.

Theme of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering.




1 Исходные данные на проектирование



Генеральный план завода приведен на рис. 1.

Мощность системы питания 950 МВ·А.

Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

Индуктивное сопротивление системы (хС) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ.

Расстояние от источника питания до завода 7 км.

Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.



Таблица 1 - Ведомость электрических нагрузок завода.

№

Наименование цеха



Категория по 

пожароопасности

Категория по 

надежности 

электроснабжения

1

Склад сульфата

200

П- II

III

2

Тушильная станция

1600

П- IIa

II

3

Насосная конденсата №1

Насосная конденсата №1(6 кВ)

1100

3920

П-III

I

4

Главный корпус

5500

П-II

II

5

Углеподготовка №1

Углеподготовка №1(6 кВ)

3000

4800

П-III

II

6

Градирня

1280

П-III

II

7

Сушильное отделение

1090

П-II

II

8

Очистные сооружения

400

П-III

III

9

РМЦ

1100

П-III

III

10

Обесфеноливающее отделение

1235

П-I

II

11

Градирня

1170

П-III

II

12

Склад угля

1290

П- IIa

II

13

Насосная конденсата №2

Насосная конденсата №2(6 кВ)

1130

3725

П-III

I

14

Угольная башня

1410

П-IIa

II

15

Насосная серной кислоты 

300

П-III

II

16

Насосная конденсата №3

470

П-III

I

17

Мастерские

400

П-III

III

18

Известковое отделение

350

П-III

II

19

Машинный зал

Машинный зал (6 кВ)

890

2500

В-Ia

I

20

Бункеры промышленной

продукции

430



П-III

II

21

Бензольное отделение

1330

П-I

II

22

Пульпанасосная

Пульпанасосная (6 кВ)

370

1040

П-III

II

23

Насосная фенольных вод

250

П-I

II

24

Углеподготовка №2

Углеподготовка №2 (6 кВ)

2000

2690

П-III

II

25

Коксосортировка

530

П-IIa

II

26

Сульфатное отделение

560

П-III

II




2 Технологический процесс коксохимического производства



Коксохимическое производство является основным производителем твердого топлива- кокса, путем сжигания которого получают тепловую энергию, а путем переработки - сырье для химической промышленности.

Основные потребители кокса - черная и цветная металлургия, литейное производство и химическая промышленность. Около 75% всего производимого кокса расходуется на выплавку чугуна в доменных печах. В СНГ ежегодно производится около 30 млрд. м3 коксового газа, 1млн. т. сырого бензола и 3млн. т. каменноугольной смолы. В настоящее время в отрасли вырабатывается свыше 3,5 млн. т. химических продуктов коксования. Ассортимент коксохимических продуктов составляет более 200 наименований.

В основе коксохимического производства лежит процесс пиролиза углей, или их сухой перегон. Он связан с нагреванием продукта без доступа воздуха. Цель пиролиза - отделение углерода от остальных веществ, содержащихся в углях.

Процесс пиролиза углей состоит из 5 стадий.

На стадии сушки при нагревании углей до 2000С происходит отделение влаги и адсорбированных газов – оксида углерода II, метана и др.

При начальном разложении(200…3500С) начинается плавление смолистых веществ и испарение углеводородов, а также разложение некоторых менее стойких, преимущественно кислородосодержащих органических соединений.

На стадии пластического состояния(350…5000С) уголь размягчается. Начинается интенсивное испарение углеводородов, смол и продолжается разложение углеводородов, азотистых и сернистых соединений.

В стадии образования полукокса(500…6000С) заканчивается процесс разложения испарения углеводородов и легкоплавких смол, благодаря чему пластическая масса твердеет (спекается). Такой спек (смесь углерода и тугоплавких смол) называется полукоксом.

При образовании кокса (при температуре свыше 6000С) начинают разлагаться тугоплавкие смолы с выделением моноциклических ароматических углеводородов, их производных и водорода. В спеке остается новообразовавшийся кристаллический углерод, связующий первичные чешуйки углерода в угле. Обычно этот процесс заканчивается при температуре около 10000С. Полученный продукт называется коксом.

Технологический процесс коксохимического завода начинается с подготовки сырья и приготовления шихты. Процесс подготовки сырья должен обеспечивать получение шихты заданного химического состава с учетом допускаемого содержания примесей, заданного размера угольных частиц и влажности.

Поступающий на завод уголь разных марок разделяется по составу и свойствам на группы, дробится и перемешивается в пределах каждой группы. Затем после дозировки на автоматических весах он обогащается путем грохочения, обеспыливания, мытьем, флотацией и другими методами с целью устранения посторонних примесей. Далее компоненты шихты подвергаются сушке и окончательному дроблению до крупности зерен не более 3 мм. Подготовленные таким образом компоненты шихты подаются в смесительные машины, а затем в бункеры накопителя угольной башни.

Готовая шихта из угольной башни определенными дозами высыпается в бункеры загрузочного вагона, который доставляет ее в камеры коксовых батарей. 

Коксовая батарея представляет систему нескольких десятков коксовых камер, в которых происходит процесс коксования угольной шихты. Коксовая камера выложена огнеупорным кирпичом, длина составляет 13…15 метров, высота 5…5,5 метров при ширине 0,4…0,5 метра. Такая форма камеры обеспечивает более быстрый и равномерный прогрев шихты. В своде камеры имеются 3-4 люка, закрывающихся герметичными крышками, для загрузки шихты. Торцевые стороны камер также закрываются герметичными металлическими дверьми. Вверху камеры имеются стояки для отвода газообразных продуктов коксования в газосборнике.

Между камерами расположены обогревательные простенки, состоящие из системы отопительных каналов, в которых горячие газы обогревают стенки камеры. Под камерами находятся регенераторы, служащие для подогрева отходящими газами воздуха и газа, подаваемых через газопроводы в отопительные каналы.

По рельсовому пути, расположенному над коксовыми камерами перемещается в загрузочный вагон, который через загрузочные люки подает шихту в коксовые камеры. Он снабжен специальными механизмами, отвинчивающими и завинчивающими крышки люков.

Вдоль одной из сторон батареи по рельсовому пути перемещается коксовыталкиватель- машина, которая после окончания процесса коксования вскрывает двери камеры и выталкивает образовавшийся кокс. С другой стороны по рельсовому пути перемещается тушильный вагон, который принимает раскаленный кокс, транспортирует его под башню для тушения и затем выгружает на рампу.

Процесс коксования начинается после подачи загрузочным вагоном отмеренной дозы шихты в камеру. Загрузочные люки закрываются, и включаются подогревающие устройства. В начале из шихты выделяются вода и газы, затем она плавится и оседает. При дальнейшем повышении температуры происходит вспучивание шихты за счет выделяющихся паров и газов и затем постепенно ее отвердевание. На последней стадии коксования начинается усадка и растрескивание спека. К концу процесса коксования образуется так называемый коксовый пирог. Выделяющиеся парогазовые фракции по стоякам отводятся в газосборник.

Нагрев шихты идет от нагреваемых поверхностей к центру камеры, поэтому в силу малой теплопроводности шихты на разных расстояниях от стенок одновременно проходят разные стадии коксования.

Процесс коксования в зависимости от состава шихты, теплоты сгорания топлива и размеров камеры длится 14…17 ч.. По окончании процесса коксования нагревающего устройства выключаются, стояки перекрываются, а к дверям камеры подводится выталкиватель, который выгружает коксовый пирог в тушильный вагон, медленно движущийся вдоль батареи. Затем выталкиватель навешивает двери освободившейся камеры и отправляется к следующей камере, а загрузочный вагон открывает загрузочные люки и производит загрузку новой дозы шихты. 

Выгруженный кокс подвергается тушению, так как при соприкосновении с воздухом он загорается. Тушильный вагон доставляет его в башню, где он гасится водой. После гашения кокс высыпается из вагона на рампу- наклонную бетонированную площадку, где остывает в течение 20 минут. Остывший кокс транспортерами подается на коксосортировку.

Летучие продукты, полученные в процессе коксования, представляют смесь паров и газов, которая называется прямым коксовым газом. Из 1 т. шихты влажностью 6% при коксовании получают около 270 кг или 330 м3 прямого коксового газа.

Содержание основных составляющих прямого коксового газа на 1 т. шихты: каменноугольная смола - около 32 кг, сырой бензол- 10, аммиак- 3, сероводород- 5, вода- 80 и так называемый обратный газ- 140 кг.

Коксохимическое производство до недавнего времени было единственным поставщиком бензольных углеводородов. С развитием нефтепереработки, позволяющей получать эти продукты при капиталовложениях в 1,5 раза меньше, его доля в производстве бензольных углеводородов снизилась до 40%. Однако в связи с тем, что бензол является попутным продуктом при получении кокса, коксохимическое производство остается одним из основных поставщиков бензольного сырья для органического синтеза. Легкую фракцию перерабатывают вместе с сырым бензолом. Из других фракций посредством ректификации, обработки химическими реагентами или вымораживанием с последующей кристаллизацией можно получить около 300 высококачественных химических соединений. 

Коксохимический завод включает в себя следующие производственные цеха, перечисленные ниже.

Углеподготовка. Обычно состоит из отделений: углеприем, где выполняются работы по разгрузке из вагонов угля, угольных складов, где хранится оперативный запас угля всех марок и их усреднения; обогатительного отделения, где производится предварительное дробление, угли измельчаются до размеров 80-0 мм или 50-0 мм, отсев угольной пыли и последующая флотация шлама, и его сушка; дозировочного отделения, предназначенного для составления угольной шихты, окончательного измельчения угольной шихты и ее компонентов. После чего шихта поступает в угольную башню, а оттуда в коксовый цех.

Коксовый цех. В состав коксового цеха входят: батареи коксовых печей со вспомогательным и обслуживающим устройством и сооружением; обслуживающие их коксовые машины (коксовыталкиватели, углезагрузочные вагоны, двересъемные машины, тушильные и другие); газовое хозяйство коксовых батарей, газоотводящая и газоподводящая арматура, устройства для переключения и регулирования газовых, воздушных и дымовых потоков. Комплекс агрегатов для охлаждения (тушения) кокса мокрого – тушильные башни с насосами и отстойниками воды, коксовые рампы. Коксосортировка, где происходит разделение кокса по классам. 

Отделение улавливаний химических продуктов коксования: конденсации, машинное, сульфатное, аммиачное, бензольное, обесфеноливающая установка, известковое отделение. В состав отделения конденсации входят осветлители для отделения воды и механических примесей от каменноугольной смолы, первичные газовые холодильники для охлаждения прямого коксового газа и выделения из него смолы и воды.

В машинном отделении располагаются газодувки-нагнетатели, отсасывающие прямой коксовый газ из газосборника коксовых печей и осуществляющие дальнейшую транспортировку его через улавливающую аппаратуру, и далее потребителям.

В сульфатном отделении производится улавливание и получение сульфата аммония.

В аммиачном отделении с обесфеноливающей установкой извлекается аммиак, фенолы и в виде фенолят натрия отправляют на централизованную переработку.

Насосная серной кислоты предназначена для перегонки серной кислоты полученной в цехах сероочистки (поступающая в дальнейшем на нужды промышленности).

В бензольном отделении из прямого коксового газа поглотительным маслом улавливают бензольные углеводороды, которые после выделения из поглотительного масла направляются на дальнейшую обработку. Основными товарными продуктами являются чистые бензол и его геммологи: толуол, ксилол. 

К вспомогательным цехам относят: ремонтно-механический цех, специализированный цех по ремонту коксохимического оборудования и другие отделения занятые ремонтом оборудования. Очистные сооружения предназначены для конечной (полной) биохимической очистки воды использованной в процессе производства и дальнейший её сброс или повторное использование в производстве. 




3. Определение расчетных электрических нагрузок



Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.

Существуют различные методы расчета электронагрузок, которые в свою очередь делятся на: 1) основные; 2) вспомогательные.

К первым относят такие способы как:

1. По установленной мощности и коэффициенту спроса.

2. По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статический метод).

3. По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки. 

4. По средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм)

Ко вторым относят такие методы как:

5. По удельному расходу электроэнергии на единицу продукции или заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени.

6. По удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов.

Метод коэффициента спроса

Метод коэффициента спроса наиболее прост и широко распространен. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность РЦ группы приемников и коэффициенты мощности cos и спроса КС данной группы, определяемые по справочной литературе.


Расчетная нагрузка для однородных по режиму работы приемников определяется по следующим выражениям:



; ; ,



где КС – коэффициент спроса группы приемников.

tg - соответствует cos.

Расчетная нагрузка (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.



;



- сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников;

 - сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников.

КР.Т. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников, принимаемый 0,85 – 1,0 в зависимости от места нахождения данного угла в системе электроснабжения предприятия.



№

Наименование цеха

Pн

cosf

tgf

kc

P'm

Q'm

1

Административный корпус

660

0,9

0,48

0,5

330

159,83

2

РМЦ

700

0,6

1,33

0,4

280

373,33

3

Кроватный цех

6800

0,7

1,02

0,8

5440

5549,9

4

Бытовые помещения

1690

0,9

0,48

0,5

845

409,25

5

Столовая

290

0,9

0,48

0,5

145

70,227

6

Цех эмаль-посуды

6300

0,75

0,88

0,8

5040

4444,9

7

Склад готовой продукции

300

0,9

0,48

0,5

150

72,648

8

Насосная

2880

0,8

0,75

0,85

2448

1836

9

Цех размораживания

2560

0,8

0,75

0,8

2048

1536

10

Материальный склад

460

0,9

0,48

0,5

230

111,39

11

Гараж

270

0,7

1,02

0,6

162

165,27

12

Лаборатория (ЦЗЛ)

1500

0,7

1,02

0,6

900

918,18

13

Столовая

290

0,9

0,48

0,5

145

70,227

14

Опытный цех

600

0,6

1,33

0,4

240

320

15

Блок подсобных цехов

650

0,7

1,02

0,6

390

397,88

16

Медпункт

100

0,9

0,48

0,5

50

24,216

17

Электроцех

1400

0,6

1,33

0,4

560

746,67

18

Проходная

15

0,9

0,48

0,5

7,5

3,6324

19

Котельная

3480

0,8

0,75

0,85

2958

2218,5

20

Главный магазин

70

0,9

0,48

0,5

35

16,951



Итого

31015

 

 

 

22403,5

19445



 

Приемники 6 кВ

 

 

 

 

 

 



2

Цех эмаль-посуды

4200

0,75

0,88

0,8

3360

2963,2



4

Насосная

5250

0,8

0,75

0,85

4462,5

3346,9



 

 

9450

 

 

 

 

 





Статический метод расчета нагрузок

Формирование электрических нагрузок зависит от ряда случайных факторов. Поэтому числовые значения величин нагрузок, также являются случайными, чаще всего эти величины независимы. Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, то при большом их числе групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин.

По статическому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой РСР и среднеквадратичным отклонением  из уравнения:



,


где  - статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения графиком нагрузки Р(t) уровня РР.

Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле:



,



где  – Среднеквадратичная мощность.

При введении коэффициента формы



; ,



Значение  принимается различным. В теории вероятности используется правило трех сигм



;



что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973. Вероятности превышения нагрузки на 0,5% соответствует  = 2,5, для  = 1,65 обеспечивается пяти процентная вероятность ошибки. В практических расчетах вполне достаточна точность 0,5 тогда








Определение расчетной нагрузки по средней сложности и коэффициенту форм

Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффициента формы КФ находится в пределах 1,0-1,2. Расчетную нагрузку группы приемников определяют из выражений:



;  или , 



где ; .

В расчетном методе расчетную нагрузку принимаю равной среднеквадратичной, т.е.:



, 



Для группы приемников с повторно-кратковременным режимом (ПКР) работы применяемое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо и для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствует мощные приемники, способные изменить достаточно равномерный групповой график нагрузок.

Значение коэффициента КФ достаточно стабильны, если производительность завода или цеха примерно постоянна. Поэтому при проектировании КФ могут быть приняты по опытным данным системы электроснабжения действующего предприятия, аналогичному по технологическому процессу и производительности проектируемому. 

Средние мощности за наиболее загруженную смену РСР.М., QСР.М для определения расчетной нагрузки находятся при проектировании любым из способов:

		По известным установленным мощностям РУ и коэффициентам использования КИ.



 



где Рном. – суммарная номинальная мощность группы электроприемников приведенная к ПВ = 100 %.

		По известным удельным расходам электроэнергии и производительности цеха или предприятия в единицах продукции.

		По известным среднеудельным нагрузкам на единицу производственной площади.

Метод упорядоченных диаграмм

По этому методу расчетная активная нагрузка электроприемника на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:



;



Для определения РР по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с примерно одинаковыми режимами работы (коэффициентами использования КИ коэффициентами мощности cos). Затем для каждой группы находят сумму номинальных мощностей. При этом, если режим работы электроприемника отличен от длительного, то используем следующую формулу:



,


где Рпас – паспортная мощность приемника.

ПВ – продолжительность включения электроприемника группы в долях от 1.

Значение КМ зависит от КИ данной группы электроприемников и эффективного числа приемников nэф. Эффективное число электроприемников определяется по формуле.



.



При числе электроприемников в группе 4 и более допускается принимать nэф равным n (действительному значению электроприемников при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника РНОМ.max к номинальной мощности наименьшего РНОМ.min







При m > 3 и КИ  0,2 nэф можно определить по более простой формуле:







Когда найденное эффективное число электроприемников nэф оказывается больше действительного n, следует принимать nэф = n;

На практике бывают случаи, когда n < 5, тогда nэф, КМ не определяются и 

– при n = 1 расчетная нагрузка подгруппы равна номинальной, т.е. РН = РИ – 

– при n = 2 – 5 расчетная нагрузка рассчитывается по коэффициенту нагрузки  если КЗ у всех одинаков или если КЗ различны.

Практика расчетов показала, что более точно КМ можно найти по формуле:



,



где КФ – коэффициент формы графика нагрузки;

А,В – коэффициенты, учитывающие нагрев проводников

Коэффициент КФ рассчитывается по формуле:



;



Коэффициенты А и В принимаются равными 

		при КФ  1,1	А = 4,1	В = 3,1

		при КФ > 1,1	А = 2,8	В = 1,67

		расчетную реактивную нагрузку по этому принимают равной:

		при КФ  10	QР = 1,1QСР.М

		при КФ > 10	QР = QСР.М

		или QР = РР  tg

		Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции

		Ряд приемников электроэнергии характеризуются неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К таким электроприемникам относятся электроприводы вентиляторов, насосов, воздуходувок, преобразовательных агрегатов, электролизных установок, печи сопротивления, электроприемники бумажной и химической промышленности, поточно-транспортных систем, и многие другие.

		Коэффициенты включения этих приемников равны 1, а коэффициенты загрузки изменяются мало.

		Для электроприемников с неизменной или мало изменяющейся во времени нагрузкой, расчетная нагрузка совпадает со средней, за наиболее загруженную смену и может быть определена по удельному расходу электрической энергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска за определенный период времени:

		

		,

		

		где Эуд – удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВтч.

		NСМ – количество продукции, выпускаемой за смену (производительность установки за смену).

		ТСМ – продолжительность наиболее загруженной смены, ч.

		При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении Эуд при годовом объеме выпускаемой продукции Nгод цеха (предприятия в целом) расчетную нагрузку определяют по формуле:

		

		,

		

		где Тmax.ц – число часов использования максимума активной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкциям и справочным данным).

		Если известны данные об удельных расходах электроэнергии по отдельным технологическим агрегатам Эуд.i, то расчетную нагрузку определяют по формулам:

		для цеха

		

		;

		

		для завода в целом:

		

		

		

		где РР.О.Ц. и РР.О.З. – расчетные нагрузки за наиболее загруженную смену соответственно общецеховых и общезаводских электроприемников.

		Nэд.i – производительность отдельных агрегатов.

		Эуд.i – расход электроэнергии по отдельным агрегатам.

		Метод удельной нагрузки на единицу произведенной площади

		Расчетная нагрузка группы электроприемников по удельной мощности определяется по формуле:

		

		,

		

		где Руд – удельная расчетная мощность на 1 м2 производственной мощности, кВт/м2.

		F - площадь размещения группы приемников, м2.

		Удельную нагрузку определяют по статистическим данным. Её значение зависит от рода производства, площади цеха, обслуживаемой магистральным шинопроводом и изменяется в пределах 0,06 – 0,6 кВт/м2.

		Метод удельной нагрузки на единицу производственной мощности применяемой при проектировании универсальных сетей машиностроения, которые характеризуются большим количеством электроприемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха. Универсальные сети выполняются магистральными шинопроводами и прокладываются с учетом возможных перемещений технологического оборудования.

		Из анализа рассмотренных различных методов определения расчетных нагрузок можно сделать следующие выводы:

		1. Для определения расчетных нагрузок по отдельным группам электроприемников и узлам с напряжением до 1 кВ в цеховых сетях следует использовать метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок.

		2. Для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов и шин цеховых ТП и кончая линиями, питающими предприятие) следует использовать методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов КМ и КФ.

		При ориентировочных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения возможно применение методов расчета по установленной мощности и КС.

		Из всех выше перечисленных методов расчетов электрических нагрузок предпочтительней метод коэффициента спроса. Погрешность при расчете данным способом составляет 5-10%. Такая погрешность допустима при проектировании. Таким образом расчет электрических нагрузок данного проекта будет осуществляется методом коэффициента спроса.

		Метод коэффициента спроса

		Указанный в проектном задании установленные мощности цехов позволяют применить к расчету их нагрузок, метод коэффициента спроса.

		Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов СЭС сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных трансформаторов и т.д., определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом.

		Определение расчетной нагрузки данным методом рассмотрим на примере сборочного цеха №3.

		

		

		

		где - расчетный максимум цеха без учета освещения.

		КС – коэффициент спроса цеха согласно цеха согласно [3].

		

		 кВт 

		 кВар

		

		Необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения  согласно [1] по выражению:

		

		,

		

		где F – освещаемая площадь, м2

		 - удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2.

		КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки согласно [3].

		

		кВт.

		,

		

		где tg - коэффициент мощности осветительной нагрузки.

		

		кВар.

		
В качестве источников света используем люминесцентные лампы и лампы ДРЛ с 

		

		cos = 0,9 (tg = 0,48).

		

		Полная нагрузка цеха напряжением до 1 кВ представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки.

		

		  кВт

		  кВар

		

		Результаты расчета остальных цехов сведены в табл. 2.

		У потребителей напряжением 6 кВ отсутствует осветительная нагрузка.

		Определим мощность осветительной нагрузки территории предприятия. Площадь территории Fтер =312716,3м2 удельная плотность освещения тер = 1 Вм/м2. Коэффициент спроса КСО тер =1 по (2.1.3.) и (2.1.4.)

		

		

		 кВт

		 кВар

		

		Суммарная активная нагрузка напряжением до 1 кВ.

		

		

		 кВт

		

		Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1 кВ.

		


		 кВар

		

		Суммарная полная нагрузка напряжением до 1 кВ.

		

		

		 кВА

		

		Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума КРМ = 0,9, а также потери в цеховых трансформаторах, линиях, распределительной и др. элементах. Однако эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций Р и Q учитывают приближенно по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1 кВ цех №3

		

		  кВт

		  кВар

		

		Расчет остальных цехов представлен в таблице 2.

		Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

		

		  кВт

		

		Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной, насосной являются в основном синхронные двигатели. Они имеют опережающий cos, т.е. они выдают реактивную мощность в сеть. Поэтому в расчетах учитываются со знаком «–».

		
Суммарная реактивная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

		

		

		 кВар

		

		Реактивная мощность равна нулю так, как нагрузкой на 6 кВ в основном являются синхронные двигатели с cos=1.

		Активная мощность предприятия с учётом коэффициента разновримённости

		

		

		кВт

		

		Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

		

		

		 кВар.

		

		Предварительные потери активной мощности в трансформаторе ППЭ

		

		  кВт

		

		Предварительные потери реактивной мощности в трансформаторе ППЭ

		

		  кВар

		

		Активная мощность предприятия

		


		кВт

		

		Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

		

		

		 кВар.

		

		Полная расчетная мощность по заводу тогда будет

		

		

		кВА.

		

		

		Таблица 2. Расчетные максимумы цехов.

№

Наименование цеха

Pн

cosf

tgf

kc

P'm

Q'm

F

σ

Ксо

tgfо

Ро

Qо

Р∑

Q∑

S∑

ΔРт

ΔQт

Рм

Qм

Sм

1

Склад сульфата

200

0,6

1,33

0,5

100

133,333

812,3

5,3

0,8

0,48

3,444

1,7

103,4

135

170,1

3,401

17

106,85

151,99

185,79

2

Тушильная станция

1600

0,65

1,17

0,4

640

748,243

21005,7

5,3

0,9

0,48

100,2

48

740,2

796

1087

21,74

109

761,94

905,06

1183,1

3

Насоная конденсата№1

1100

0,85

0,62

0,85

935

579,7

676,87

4,5

0,8

0,48

2,437

1,2

937,4

581

1103

22,06

110

959,49

691,15

1182,5

4

Главный корпус

5500

0,9

0,48

0,9

4950

2397,39

4738,1

5,3

0,9

0,48

22,6

11

4973

2408

5525

110,5

553

5083,1

2960,7

5882,5

5

Углеподготовка№1

3000

0,8

0,75

0,6

1800

1350

1195,81

5,4

0,9

0,48

5,812

2,8

1806

1353

2256

45,13

226

1850,9

1578,4

2432,6

6

Градирня

1280

0,7

1,02

0,5

640

652,931

508,3

5,68

0,9

0,48

2,598

1,2

642,6

654

917

18,34

91,7

660,94

745,88

996,58

7

Сушильное отделение

1090

0,82

0,7

0,6

654

456,495

2572,12

4,5

0,8

0,48

9,26

4,4

663,3

461

807,7

16,15

80,8

679,41

541,71

868,94

8

Очистные сооружения

400

0,8

0,75

0,6

240

180

2256,25

3

0,8

0,48

5,415

2,6

245,4

183

305,9

6,118

30,6

251,53

213,19

329,72

9

РМЦ

1100

0,6

1,33

0,4

440

586,667

3068,5

6,7

0,85

0,48

17,48

8,4

457,5

595

750,6

15,01

75,1

472,49

670,11

819,94

10

Обесфеноливающее отделение

1235

0,85

0,62

0,85

1049,75

650,577

1489,1

4,5

0,85

0,48

5,696

2,7

1055

653

1241

24,83

124

1080,3

777,44

1330,9

11

Градирня

1170

0,7

1,02

0,5

585

596,819

1489,12

5,68

0,9

0,48

7,612

3,7

592,6

600

843,7

16,87

84,4

609,49

684,84

916,78

12

Склад угля

1290

0,85

0,62

0,6

774

479,682

733,9

5,3

1

0,48

3,89

1,9

777,9

482

914,9

18,3

91,5

796,19

573,04

980,96

13

Насосная конденсата№2

1130

0,85

0,62

0,85

960,5

595,264

812,3

4,5

0,8

0,48

2,924

1,4

963,4

597

1133

22,66

113

986,09

709,99

1215,1

14

Угольная башня

1410

0,7

1,02

0,5

705

719,244

812,25

5,4

0,95

0,48

4,167

2

709,2

721

1011

20,23

101

729,4

822,39

1099,2

15

Насосная серной кислоты

300

0,85

0,62

0,85

255

158,035

1579,4

4,5

0,8

0,48

5,686

2,7

260,7

161

306,3

6,125

30,6

266,81

191,39

328,36

16

Насосная конденсата№3

470

0,85

0,62

0,85

399,5

247,588

789,7

4,5

0,8

0,48

2,843

1,4

402,3

249

473,1

9,463

47,3

411,81

296,27

507,3

17

Мастерские

400

0,6

1,33

0,4

160

213,333

508,3

6,7

0,85

0,48

2,895

1,4

162,9

215

269,5

5,39

27

168,29

241,67

294,49

18

Известковое отделение

350

0,75

0,88

0,7

245

216,07

1219,8

4

0,85

0,48

4,147

2

249,1

218

331,1

6,622

33,1

255,77

251,17

358,47

19

Машинный зал

890

0,6

1,33

0,5

445

593,333

1263,5

4,5

0,85

0,48

4,833

2,3

449,8

596

746,4

14,93

74,6

464,76

670,3

815,66

20

Бункеры промышленной продукции

430

0,6

1,33

0,4

172

229,333

1759,9

3,5

0,9

0,48

5,544

2,7

177,5

232

292,1

5,843

29,2

183,39

261,21

319,16

21

Бензольное отделение

1330

0,5

1,73

0,6

798

1382,18

1353,8

4

0,85

0,48

4,603

2,2

802,6

1384

1600

32

160

834,61

1544,4

1755,5

22

Пульпонасосная

370

0,8

0,75

0,6

222

166,5

394,3

4,5

0,8

0,48

1,419

0,7

223,4

167

279

5,581

27,9

229

195,09

300,83

23

Насосная фенольных вод

250

0,8

0,75

0,6

150

112,5

1917,8

4,5

0,8

0,48

6,904

3,3

156,9

116

195

3,9

19,5

160,8

135,32

210,16

24

Углеподготовка№2

2000

0,8

0,75

0,6

1200

900

1083

5,4

0,9

0,48

5,263

2,5

1205

903

1506

30,11

151

1235,4

1053,1

1623,3

25

Коксосортировка

530

0,8

0,75

0,7

371

278,25

2053,2

6,7

0,95

0,48

13,07

6,3

384,1

285

478

9,56

47,8

393,63

332,32

515,15

26

Сульфатное отделение

560

0,85

0,62

0,85

476

294,998

3158,8

4,5

0,85

0,48

12,08

5,8

488,1

301

573,3

11,47

57,3

499,55

358,13

614,66

27

Итого

29385

 

 

 

19366,8

14918,5

59252,1



 

 

 

 

 

 

 

16131

13006

20721

 

Приемники 6 кВ

3

Насосная конденсата№1(6кв)

3332

2064,99

5

Углеподготовка№1(6кв)

2880

2160

13

Насосная конденсата№2(6кв)

3166,25

1962,27

19

Машинный зал

1250

1666,67

22

Пульпонасосная(6кв)

624

468

24

Углеподготовка№2(6кв)

1614

1210,5

		

		4. Построение графиков электрических нагрузок

		

		Сопоставим полученные результаты расчетных мощностей завода с процентной шкалой суточного графика электрических нагрузок и данные сведем в табл. 3.

		При составлении таблицы учтем нагрузки для рабочего и выходного дней. Также учтем тот факт, что насосная работает круглосуточно в любой день (её мощность 2694 кВт). В темное время суток осуществляется освещение территории завода (мощность осветительной нагрузки 286,88 кВт). В выходной день работают в основном именно эти нагрузки. Их сумма составляет 2980,88 кВт. Работа освещения территории завода осуществляется с 20 00 вечера до 7 00 утра.

		По данным табл. 3 построим суточный график нагрузки .

		

		Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах

		t,

		ч

		%

		Si,

		кВА

		Qраб,

		%

		Qраб,

		кВар

		Sраб,

		кВА

		Рвых,

		%

		Рвых,

		кВт

		1

93

29202,4

		100

		6251,31

		21755,2

		14

		2980,88

		2

93

29202,4

		95

		5939,2

		19671,9

		14

		2980,88

		3

96

30144,4

		98

		6095,3

		21710,9

		14

		2980,88

		4

96

30144,4

		88

		5470,2

		16557,9

		14

		2980,88

		5

96

30144,4

		90

		5628,2

		11841,9

		14

		2980,88

		6

90

28260,4

		90

		5628,2

		11841,9

		14

		2980,88

		7

85

26690,3

		82

		5157,1

		15471,2

		14

		2980,88

		8

80

25120,3

		85

		5314,1

		16179,02

		12

		2694

		9

79

24806,3

		88

		5470,2

		17050,5

		12

		2694

		10

75

23550,3

		80

		5001,1

		15419,9

		12

		2694

		11

77

24178,3

		82

		5157,1

		15963,4

		12

		2694

		12

80

25120,3

		80

		5001,1

		14438,4

		12

		2694

		13

82

25748,3

		75

		4688,9

		13352,9

		12

		2694

		14

85

26690,3

		73

		4583,9

		12343,6

		12

		2694

		15

88

27632,4

		80

		5001,1

		15419,9

		12

		2694

		16

90

28260,4

		84

		5314,1

		16506,98

		12

		2694

		17

92

28888,4

		90

		5628,2

		17101,9

		12

		2694

		18

90

28260,4

		85

		5314,1

		16506,98

		12

		2694

		19

96

30144,4

		83

		5209,1

		16144,8

		12

		2694

		20

100

31400,4

		82

		5157,1

		15510,6

		12

		2694

		21

100

31400,4

		80

		5001,1

		13465,7

		14

		2980,88

		22

98

30772,4

		70

		4375,9

		13904,1

		14

		2980,88

		23

95

29830,4

		78

		4845,1

		15041,3

		14

		2980,88

		24

93

29202,4

		90

		5628,2

		21584,4

		14

		2980,88

		

		

		Рисунок - Суточный график электрических нагрузок 

		

		На рис. 4 приведен суточный график электрических нагрузок рабочего и выходного дней зимнего периода. Летний график строится и выглядит аналогично зимнему.

		Для построения годового графика электрических нагрузок используется суточный график.

		Рассчитаем число часов использования максимальной нагрузки Тmax.

		Суточный расход активной энергии рабочего дня зимой.

		

		

		 кВтч

		

		Суточный расход активной энергии рабочего дня летом.

		

		


		 кВтч

		

		Годовой расход активной энергии.

		

		 

		 ч.  ч.

		 кВтч

		

		Определим число часов использования максимальной нагрузки.

		

		  ч.

		

		

		Рисунок – Годовой график электрических нагрузок.

		
5. Определения центра электрических нагрузок

		

		Для построения рациональной СЭС промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций всех мощностей, напряжения, тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т.е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.

		Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площади которых пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха и определяется по выражению:

		

		,

		

		где m – масштабный коэффициент.

		Угол характеризующий долю осветительной нагрузки, относительно расчетной нагрузки цеха определяется по выражению:

		

		

		
Координаты ЦЭН находятся по:

		

		; ;

		

		Результаты расчетов сведены в табл. 4.

		По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок.

		

		Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок.

№цеха 

Uн, кВ

Рм, кВт

Ро, кВт

Хi. Мм

Yi, мм

r i, мм

α, град

Рм Хi

Рм Yi

1

0,4

106,845

3,44415

145

83

5,8318

11,6

15492,6

8868,17

2



761,941

100,197

80

16

15,573

47,34

60955,3

12191,1

3



959,493

2,43673

140

45

17,476

0,914

134329

43177,2

4



5083,1

22,6007

53

36

40,224

1,601

269404

182992

5



1850,94

5,81164

130

74

24,273

1,13

240622

136969

6



660,938

2,59843

120

59

14,505

1,415

79312,6

38995,4

7



679,414

9,25963

117

46

14,706

4,906

79491,4

31253

8



251,533

5,415

117

36

8,9479

7,75

29429,3

9055,18

9



472,487

17,4751

116

26

12,264

13,31

54808,5

12284,7

10



1080,27

5,69581

86

79

18,543

1,898

92903,3

85341,4

11



609,486

7,61238

90

36

13,929

4,496

54853,7

21941,5

12



796,187

3,88967

82

74

15,92

1,759

65287,4

58917,9

13



986,089

2,92428

64

83

17,717

1,068

63109,7

81845,4

14



729,397

4,16684

71

56

15,237

2,057

51787,2

40846,2

15



266,811

5,68584

75

47

9,2157

7,672

20010,8

12540,1

16



411,806

2,84292

74

24

11,449

2,485

30473,6

9883,34

17



168,285

2,89477

54

45

7,3189

6,193

9087,4

7572,83

18



255,769

4,14732

143

36

9,023

5,837

36575

9207,69

19



464,761

4,83289

60

25

12,163

3,743

27885,7

11619

20



183,386

5,54369

41

51

7,6403

10,88

7518,84

9352,71

21



834,607

4,60292

21

59

16,299

1,985

17526,8

49241,8

22



229

1,41948

36

22

8,5377

2,231

8244,01

5038,01

23



160,804

6,90408

30

78

7,1544

15,46

4824,13

12542,7

24



1235,38

5,26338

8

64

19,83

1,534

9883,02

79064,2

25



393,628

13,0686

10

54

11,194

11,95

3936,28

21255,9

26



499,549

12,0824

19

35

12,61

8,707

9491,43

17484,2

		

3

6

3332

-

140

44

32,567



466480

146608

5



2880

-

130

16

30,278



374400

46080

13



3166,25

-

64

7

31,747



202640

22163,8

19



1250

-

60

65

19,947



75000

81250

22



624

-

36

68

14,093



22464

42432

24



1614

-

8

25

22,666



12912

40350

		

		Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода.

		

Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:



 (2.9.1) 



где  - значение расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:






Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Так как, под рациональным напряжением  понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов.

Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год,







Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению (1.1.4), руб/год



 



Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны  [8]. Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8]. 


Сравнение производят для следующей схемы:





Рис. 8. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения



Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения. 

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:



 (2.9.3)


где КЛ — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; КОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находят КЛ110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:



 (2.9.4)

 (2.9.5)



2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].



 (2.9.6)



По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-95/16. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ≤ Iд , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 95/16 мм2 равен 330 А, следовательно Iпар = 165 А < Iд = 330 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:



 (2.9.7)

 (2.9.8)

 (2.9.9)



Удельные сопротивления для провода АС-95/16 равны r0 = 0,306 Ом/км и xо = 0,434 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):



 



5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-95/16 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8]. Учитывая, что длина линии , получают 

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3].

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле (1.1.6):


 



Находят КОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:



 (2.9.10)



Определяют мощность одного трансформатора:



 (2.9.11)



Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 25000/110 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 25 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:


 (2.9.12)



Коэффициент максимума:



 (2.9.13)



Коэффициент перегрузки:



 (2.9.14)



По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4  К2 = 1,14 

Трансформатор в нормальном режиме недогружен, но с учетом развития предприятия в дальнейшем и с учетом погрешности вычислений, принимают трансформатор ТРДН – 25000/110.

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет 

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле (1.1.6):







Затем определяют КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6]. 



(). 



Его стоимость равна 

Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил  [6], а в 2002 году:  [Приложение 17].

Отсюда, по формуле (1.1.6):







Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:







Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20]. 



(). 



Его стоимость равна 

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил  [20], а в 2002 году:  [Приложение 13].

Отсюда, по формуле (1.1.6):







Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна:







Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110, определяются по формуле:



 (2.9.15)



Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.

Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):


 

 



2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):



 



По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны).

Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике никогда не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности Sn:



 (2.9.16)



1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):




; 

.



2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Как известно, для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):



 



По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны).

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар = 357,65 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.7), (2.9.8) и (2.9.9):



	 

 

 


Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):







5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , по формуле (1.1.7) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l = 7 км будет составлять:







Находят КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле (2.9.10):


 



Определяют мощность одного трансформатора по формуле (2.9.11):



 



Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС – 25000/35 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/6,3; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-25000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет. 

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (2.9.12):



 



Коэффициент максимума по формуле (2.9.13):



 


Коэффициент перегрузки по формуле (2.9.14):



 



По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4  К2 = 1,14 

Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2<1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДНС – 25000/35.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8]. 

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета  на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят:







Затем находят КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6]. 



(). 




Его стоимость равна 

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле (1.1.7), равна:







Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20]. 



(). 



Его стоимость равна 

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (1.1.7), равна:







Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35 по формуле (2.9.15), равны:



 




Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению (1.1.8), руб/год,







здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ 



, а для линии 110 кВ - 



R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .

 — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс (см. 8, рис. 6.1)]. Для коксохимического завода , как уже отмечалось ранее,  [10]. Используя указанную зависимость  для любых значений  находят, что .

сЭ — стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч). Величина сЭ в общем случае зависит от  .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .


Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (1.1.8):



.



Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (1.1.8):



.



Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению (1.1.10), руб/год,



 



здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

PX и PK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: PХ = 25 кВт; PК = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: PХ = 27 кВт; PК = 120 кВт.

cЭх и cЭк — стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВтч.

Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, .

Sn — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВА. 

Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-25000/35 по формуле (1.1.10), равна:








Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-25000/110 по формуле (1.1.10), равна:







Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.

Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.

Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы (1.1.1), но без учета ущерба:

		приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:







		приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:







		приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:






		приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:







В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:



 (2.9.17)



В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:



 (2.9.18)



	Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС – для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.

Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности 

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.



 

а) б)

Рис. 9. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями.



Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем. 

Расчет надежности

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 9б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 9а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 9а) и QS5,QS6 (рис. 9б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается. 

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 9, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 10, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.


 

а) б) 

Рис. 10. Блок-схемы расчета надежности



Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. 

Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.



Таблица 10

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме

Элементы

а,

(1/год)

Т х 10-3, (год)

р,

(1/год)

р х 10-3,

(год)

ИП1, ИП2

Источники питания предприятия

0

-

-

-

1, 3, 5, 7, 9, 11

Разъединитель 110 кВ

0,008

1,712

-

-

2, 8

Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ

0,18

1,256

0,67

2,28

4, 10

Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины

0,011

0,913

1,00

2,28

6, 12

Трансформатор силовой 110/6-10

0,01

20,55

1,00

2,28

13, 14, 15, 16

Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ

0,035

0,26

0,67

0,91

17, 18, 19, 20

Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов

0,012

0,114

-

-

-

Комплект АВР 6,10 кВ:

		вероятность отказа

		вероятность развития отказа при действии АВР



0,18



0,04



-



-



-



-



-



-

-

Неавтоматическое включение резервного питания

-

0,038

-

-

-

Секция шин 6,10 кВ

0,01

0,228

-

-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

Определяют показатели аварийных отключений вводов 



().



Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода  и параметра потока отказов источника питания I ввода :




 (2.9.19)



Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода  и параметра потока отказов источника питания II ввода :



 (2.9.20)



Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:



 (2.9.21)



Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:



(2.9.22)



2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.23)

 (2.9.24) 



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.25)

 (2.9.26)



3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():


 (2.9.27)

 (2.9.28)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.29)

 (2.9.30)



4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей  (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:







Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():



 (2.9.31)

 (2.9.32)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():



 (2.9.33)

 (2.9.34)



5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():


 (2.9.35)

 (2.9.36)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.37)

 (2.9.38)



Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов  а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (табл. 10), равны: ,  .

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.39)

 (2.9.40)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.41)



 (2.9.42)



7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():


 (2.9.43)

 (2.9.44)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.45)

 (2.9.46)



8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.47)

 (2.9.48)




Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.49)

 (2.9.50)



Показатели полных отключений ввода ().

Показатели  для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():



 

 

 

 



10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин  равны показателям аварийных отключений секций шин  соответственно:



 

 

 

 



11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:



 (2.9.51)

 (2.9.52)



Полное отключение ТП происходит при: 

аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот; 

аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин); 

аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР; 

отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:



 (2.9.53)

 (2.9.54)



12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():



 (2.9.55)

 (2.9.56)



13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():


 (2.9.57)

 (2.9.58)

 (2.9.59)

 (2.9.60)



14. Отказы любого вида ():



 (2.9.61)

 (2.9.62)



15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:



 (2.9.63)

 (2.9.64)



Результаты расчета сведены в таблицу 11.


Таблица 11

Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 9а).

Разновидности нарушения электроснабжения

Числовой показатель надежности











Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции

0,267

0,429

0,766

0,01310-3

Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции

0,267

0,429

0,766

0,01310-3

Отключение одной из секций 

[3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой

0,534

0,429

0,586

0,02610-3

Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции

0,284

0,911

0,753

0,0310-3

Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции

0,284

0,911

0,753

0,0310-3

Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно

0,017

8,41

0,983

0,01610-3

Любое нарушение ЭС

0,551

0,077

0,576

0,04210-3



Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 9б).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 12.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.


Таблица 12

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме

Элементы

а,

(1/год)

Т х 10-3, (год)

р,

(1/год)

р х 10-3,

(год)

ИП1, ИП2

Источники питания предприятия

0

-

-

-

1, 3, 5, 7

Разъединитель 110 кВ

0,008

1,712

-

-

2, 6

Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ

0,18

1,256

0,67

2,28

4, 8

Трансформатор силовой 110/6-10

0,01

20,55

1,00

2,28

9, 10, 11, 12

Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ

0,035

0,26

0,67

0,91

13, 14, 15, 16

Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов

0,012

0,114

-

-

-

Комплект АВР 6,10 кВ:

		вероятность отказа

		вероятность развития отказа при действии АВР



0,18



0,04



-



-



-



-



-



-

-

Неавтоматическое включение резервного питания

-

0,038

-

-

-

Секция шин 6,10 кВ

0,01

0,228

-

-



Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов. 

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода  и параметра потока отказов источника питания I ввода :



 (2.9.65)



Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода  и параметра потока отказов источника питания II ввода :


 (2.9.66)



Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:



 (2.9.67)



Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:



 (2.9.68)



2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:


 (2.9.69)

 (2.9.70)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.71)

 (2.9.72)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.73)

 (2.9.74)


Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.75)

 (2.9.76)



4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей  (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3 (5, 6, 7) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:







Элемент 1, 3 (5, 7) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():


 (2.9.77)

 (2.9.78)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():



 (2.9.79)

 (2.9.80)



5. Показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.81)

 (2.9.82)




Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.83)

 (2.9.84)



Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов 



 



а время восстановления 



 



расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). 


Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблица 12), равны: 



, 

 .



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.85)

 (2.9.86)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:



 (2.9.87)

 (2.9.88)



7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.89)

 (2.9.90)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.91)

 (2.9.92)



8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():


 (2.9.93)

 (2.9.94)



Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():



 (2.9.95)

 (2.9.96)



9. Показатели полных отключений ввода ().

Показатели  для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():



 

 

 

 


10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин  равны показателям аварийных отключений секций шин  соответственно:









11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:



 (2.9.97)

 (2.9.98)



Полное отключение ТП происходит при: 

аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот; 

аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин); 

аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР; 

отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:



 (2.9.99) 

 (2.9.100)



12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():




 (2.9.101)

 (2.9.102)



13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():



 (2.9.103)

 (2.9.104)

 (2.9.105)

 (2.9.106)



14. Отказы любого вида ():



 (2.9.107)

 (2.9.108)




15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:



 (2.9.109)

 (2.9.110)



Результаты расчета представлены в таблице 13.



Таблица 13

Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 9б)

Разновидности нарушения электроснабжения

Числовой показатель надежности











Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции

0,192

0,464

0,825

0,0110-3

Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции

0,192

0,464

0,825

0,0110-3

Отключение одной из секций 

[3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой

0,384

0,464

0,681

0,0210-3

Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно

0,0095

7,499

0,991

0,00810-3

Любое нарушение ЭС

0,394

0,631

0,674

0,02810-3



Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы  для схемы с выключателями (рис. 9,б) больше, а коэффициент простоя  меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 9,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

Среднегодовой ожидаемый ущерб

Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

Для схемы (рис. 9,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответст- венно:



 



из табл. 11. Для данных значений  и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4), находят 

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 9,а) по формуле (1.1.12), равен:







Аналогично, для схемы (рис. 9,б):   из табл. 13. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4): 

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 9,б) по формуле (1.1.12), равен:







Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 9,б) меньше, чем для схемы (рис. 9,а).

Технико-экономический расчет

Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 9, а,б).

При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 9,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 9,б) - стоимость разъединителей QS1 – QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8].

Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) 

Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.

Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения по формуле (1.1.1):









Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.9,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.9,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 9,б) на  меньше, чем для схемы (рис. 9,а).

Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.9,б).

Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения 



Рис. 11. Схема РУ ННУчитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ, выбирают схему РУ НН, изображенную на рис. 11. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.



















	

	

	Компенсация реактивной мощности

	При реальном проектировании энергосистема задаёт экономически выгодную величину перетока реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.

	В дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tgном находится из выражения:

	

	

	

	где б -базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжения 110 кВ, б= =0,5; 

	k-коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, для Омской энергосистемы: к = 0,8;

	dм-это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, для Омской энергосистемы: dм = 0,7;

	

	Qэкон. = Рр· tgэ =16384.46. ·0,625=10240.3 кВар,

	

	Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

	

	 14707,8- 10240.3 = 4467.5кВар; (18)

	

	Полная мощность предприятия будет равна:

	

	31724,8 кВА . (19)



		
6. Выбор системы питания

		

		Системы электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы – систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

		В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

		ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая её между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок.

		Предприятие потребляет значительную мощность, а ИП удален, то прием электроэнергии производится либо на узловых распределительных подстанциях (УРП), либо на главных понизительных подстанциях (ГПП), либо на подстанциях глубокого ввода (ПГВ).

		Так как у ПГВ первичное напряжение 35-220 кВ и выполняется по упрощенным схемам коммуникации на первичном напряжении, то в качестве ППЭ выбираем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ – 110/6 – 104.

		

		6.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

		

		Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

		Обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

		Учитывать перспективу развития;

		Допускать возможность поэтапного расширения;

		Учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

		Обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

		На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанций без сборных шин.

		При выполнении блочных схем подстанции напряжением 35 – 220 кВ следует применить:

				Схемы «отделитель-короткозамыкатель» при питании предприятия по магистральной линии и «разъединитель-короткозамыкатель» при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время бестоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство АПВ на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно, отдельной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта.

				Схемы глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей, при малых расстояниях. Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель.

				Схемы с выключением на стороне высокого напряжения.

		Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

		Наиболее экономичный вариант электроустановки требует наименьшего значения полных при приведенных затрат, которые определяются по выражению:

		

		

		

		где ЕН = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, руб.

		К – капиталовложения в электроустановку, руб.

		И – годовые издержки производства, руб/год.

		На основании вышеизложенного наметим два варианта и по результатам ТЭР выберем вариант с наименьшими затратами.

		Вариант 1 Схема «разъединитель-короткозамыкатель» рис.6.

		Вариант 2 Схема «Выключатель» рис. 7.

		Вариант 1.

		Капиталовложения

		Разъединитель РНД3-1б-110/1000

		

		Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

		

		Короткозамыкатель КЗ-110У-У1(Т1)

		

		ККЗ = 10,6 тыс. руб. согласно [7].

		

		Стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10х2,5 мм2

		
ККК = 11,3 тыс. руб.

		

		Суммарные капиталовложения:

		

		

		тыс. руб.

		

		Вариант 2.

		Капиталовложения ВВЭ-110Б-16/1000 УХЛ1

		КВ = 90 тыс. руб. согласно [7]

		Разъединитель РНД3-1б-110/1000

		Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

		Суммарные капиталовложения:



 тыс. руб.

		

		2. Издержки на амортизацию и обслуживание.

		

		

		

		где Ра – амортизационное отчисление, руб.

		Р0 – затраты на электроэнергию, руб.

		РР – расходы на эксплуатацию, руб.

		

		

		

		Вариант 1

		
 тыс. руб.

		

		Вариант 2

		

		 тыс. руб.

		

		3. Полные приведенные затраты

		Вариант 1.

		

		 тыс. руб.

		

		Вариант 2

		

		 тыс. руб.

		

		Окончательно выбираем наиболее надёжную схему УВН ППЭ, т.е. схему «Выключатель» вариант 2.

		

		6.2 Выбор трансформаторов ППЭ

		

		Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209-85, т.е. по расчетному максимуму нагрузки SР, по заводу намечаются два стандартных трансформатора, намечаемые трансформаторы проверяются на эксплуатационную перегрузку.

		По суточному графику определяем среднеквадратичную мощность 

		

		  кВА

		
Намечаемая мощность трансформатора

		

		

		

		В соответствии с тем, что SСК = 28210,67 кВА выбираем трансформатор марки ТРДН – 25000 кВА.

		

		

		

		Так как SСР.КВ = 28210,67 кВА < 2SН.Т = 50000 кВА, то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

		По полной мощности подстанции выбираем трансформатор ТРДН-25000/110.

		Определяется коэффициент первоначальной загрузки.

		

		 

		

		Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку, т.е. когда один трансформатор на ППЭ выведен из строя.

		

		 

		

		Определяем коэффициент загрузки в ПАР

		

		 

		
Сравним значение  и КМ. Так как , то принимается 

		По табл. 2 [4] находим К2 доп

		Для n=21 и К = 0,564 К2 доп = 1,4

		К2 =1,15 < К2 доп = 1,4 следовательно трансформаторы ТРДН-25000/110 удовлетворяют условиям выбора.

		Для ТРДН-25000/110:

		РР = 120 кВт; РХХ = 25 кВт; IХХ% = 0,65%; UКЗ% = 10,5%

		

		6.3 Выбор ВЛЭП

		

		Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии так как завод состоит из потребителей электроэнергии 1,2 и 3 категории. При этом выбирается марка проводов и площадь их сечения. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

		Для трансформатора ТРДН-25000/110

		РР = 120 кВт; РХХ = 25 кВт; IХХ% = 0,65%; UКЗ% = 10,5%

		Потери в трансформаторе:

		

		;

		

		 кВт;

		 кВар.

		
Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах

		

		

		

		

		Принимаются к установке провода марки АС.

		Расчетный ток в ПАР

		

		  А

		

		Расчетный ток в нормальном режиме.

		

		  А

		

		Предварительно принимаем провод сечением FР = 70 мм2 с Iдоп = 265 А табл.1.3.29 [5].

		Проверяется выбранное сечение провода по экономической плотности тока:

		

		

		

		где IР – расчетный ток в нормальном режиме.

		jЭК – экономическая плотность тока. jЭК = 1 А/мм2 по табл. 1.3.36 [5] для Тmax > 5000 ч.

		

		
 мм2

		

		Выбираем FР = 95 мм2 с Iдоп = 330 А по табл. 1.3.29 [5].

		По условиям короны минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ составляет 70 мм2, данное условие выполняется.

		Проверка по потерям напряжения: 

		Потери напряжения в линии.

		

		,

		

		где ,  кВт

		

		,  кВар

		

		Сопротивление линии:

		

		 Ом

		 Ом

		

		

		По потерям напряжения данное сечение также удовлетворяет условиям проверки. Выбранные провода ЛЭП-110 сечением 95 мм2 и Iдоп = 330 А удовлетворяет всем условиям проверки. Окончательно принимаем провода марки АС-95 с Iдоп = 330 А. Опоры железобетонные двухцепные.

		
7. Выбор системы распределения

		

		В системе распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

		Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

		Выбор рационального напряжения системы распределения.

		Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения.

		Выбор схемы РУ НН ППЭ.

		Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

		

		7.1 Выбор рационального напряжения распределения

		

		Рациональное напряжение распределения определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6кВ, 10 кВ, наличия соответственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряжения, а так же Uрац системы питания. ТЭР не проводится в случаях:

		Суммарная мощность электроприемников 6 кВ равна или превышает 40% общей мощности предприятия – тогда напряжение распределения принимается 6 кВ.

		Суммарная мощность электроприемников 6 кВ не превышает 15% общей мощности предприятия – тогда напряжения распределения принимается 10 кВ.

		Суммарная мощность 6 кВ

		
  кВА

		 

		

		На основании этого принимаем напряжение распределения классом UР = 6 кВ.

		

		7.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП

		

		Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену (SСМ) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

		Если нагрузки цеха (SСМi)на напряжении до 1000 В не превышает 150 – 200 кВА, то на данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

		Число трансформаторов в цехе определяются по:

		

		

		

		где SСМ – сменная нагрузка цеха;

		SН.Т. – номинальная мощность трансформатора, кВА

		 - экономически целесообразный коэффициент загрузки.

		для 1 – трансформаторной КТП (3 категория)  = 0,95-1,0

		для 2 – трансформаторной КТП (2 категория)  = 0,9-0,95

		для 3 – трансформаторной КТП (1 категория)  = 0,65-0,75

		Коэффициент максимума для определения средней нагрузки за смену находим по:

		


		

		Средняя нагрузка за смену равна:

		

		 

		

		Так как выбор мощности цеховых трансформаторов производится с учетом установки компенсирующих устройств, то найдем мощность компенсации и выберем комплектные компенсирующие устройства.

		Мощность компенсации:

		

		

		

		Средняя реактивная мощность заводского цеха определяется из выражения:

		

		

		

		Если нет необходимости устанавливать компенсирующие устройства, то выражение принимает вид:

		

		

		

		Полная мощность, приходящаяся на КТП с учетом компенсации реактивной мощности:

		

		

		
Цеховые трансформаторы выбираются по SСМ с учетом Sуд

		Удельная мощность цеха:

		

		

		

		где F – площадь объекта, м2

		При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если Sуд не превышает 0,2 (кВА/м2), то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000 кВА. Если Sуд находится в пределах 0,2-0,3 кВА/м2, то единичная мощность трансформаторов принимается равной 1600 кВА.

		Если Sуд более 0,3 кВА/м2, то на ТП устанавливается трансформаторы 2500 кВА.

		После предварительного выбора трансформатора в НР и ПАР, а там где есть необходимость с учетом отключения потребителей 3 категории.

		Для примера определяется средняя нагрузка цеха №1. Коэффициент использования для цеха №1 КИ = 0,45оэффициент максимума определяется по формуле .

		

		

		

		Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам :

		

		 кВт  кВар

		

		Определяем полную мощность .

		
кВА

		

		Поскольку  < 200250 кВА, то на этом объекте КТП не предусматривается, а ЭП будут запитаны с шин ТП ближайшего цеха по кабельной ЛЭП.

		Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее загруженную смену остальных цехов сведем в табл. 5.

		Согласно [6] для компенсации реактивной мощности используются только низковольтные БСК (напряжением до

		где QЭ – реактивная мощность, 1000 В)

		Qa – мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6кВ

		Следовательно будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в том узле нагрузки определяется по выражению (6.2.

		

		

		

		где QМ – реактивная нагрузка в i-том узле, кВар;

		 - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

		
Таблица 5.

		№

		РМ,

		кВт

		QМ,

		кВар

		КС

		КИ

		КМ

		РСМ,

		кВт

		QСМ,

		кВар

		,

		кВА

		1

106,85

151,993

0,5

0,45

1,11

96,1609

136,794

167,211

		2

761,94

905,0594

0,4

0,3

1,33

571,456

678,795

887,313

		3

959,49

691,151

0,85

0,8

1,06

903,052

650,495

1112,95

		4

5083,1

2960,75

0,9

0,9

1

5083,1

2960,75

5882,51

		5

1850,9

1578,422

0,6

0,5

1,2

1542,45

1315,35

2027,14

		6

660,94

745,8774

0,5

0,45

1,11

594,845

671,29

896,922

		7

679,41

541,7094

0,6

0,5

1,2

566,178

451,424

724,114

		8

251,53

213,1886

0,6

0,5

1,2

209,611

177,657

274,77

		9

472,49

670,1129

0,4

0,3

1,33

354,365

502,585

614,952

		10

1080,3

777,4388

0,85

0,8

1,06

1016,73

731,707

1252,65

		11

609,49

684,839

0,5

0,45

1,11

548,537

616,355

825,098

		12

796,19

573,037

0,6

0,5

1,2

663,489

477,531

817,468

		13

986,09

709,9906

0,85

0,8

1,06

928,084

668,226

1143,62

		14

729,4

822,3929

0,5

0,45

1,11

656,457

740,154

989,325

		15

266,81

191,3912

0,85

0,8

1,06

251,116

180,133

309,043

		16

411,81

296,266

0,85

0,8

1,06

387,582

278,839

477,463

		17

168,29

241,6747

0,4

0,3

1,33

126,214

181,256

220,87

		18

255,77

251,17

0,7

0,65

1,08

237,5

233,229

332,87

		19

464,76

670,2958

0,5

0,45

1,11

418,285

603,266

734,093

		20

183,39

261,2078

0,4

0,3

1,33

137,54

195,906

239,366

		21

834,61

1544,408

0,6

0,5

1,2

695,506

1287,01

1462,91

		22

229

195,0858

0,6

0,5

1,2

190,834

162,572

250,693

		23

160,8

135,3157

0,6

0,5

1,2

134,004

112,763

175,136

		24

1235,4

1053,099

0,6

0,5

1,2

1029,48

877,583

1352,77

		25

393,63

332,3206

0,7

0,65

1,08

365,512

308,583

478,354

		26

499,55

358,1306

0,85

0,8

1,06

470,164

337,064

578,503

		

		 кВар;  кВар

		

		Затем полученные расчетным путем QКi округляются до ближайшего стандартного значения БСК Qi стандартные взятые из [3]. Результаты сведем в табл.6. Типы используемых стандартных БСК приводятся в табл.7.

		
Таблица 6.

		№

Pсм

		QСМ,

		кВар

		QМ,

		кВар

		QКi,

		кВар

		Qi станд,

		кВар

		,

		кВА

		Число КТП,

		Число и мощность тр-ров

		КМ

		КМ

		1

96,1609

136,794

151,993

52,207

		-

167,211

		

1,11

		0,55

		2

571,456

678,795

905,0594

310,873

		150

887,313

		1КТП 2х250

1,33

		0,66

		3

903,052

650,495

691,151

237,399

		200

1112,95

		2КТП 2х630

1,06

		0,53

		4

5083,1

2960,75

2960,75

1016,97

		250

5882,51

		3КТП 2х2500

1

		0,5

		5

1542,45

1315,35

1578,422

542,161

		250

2027,14

		4КТП 2х630

1,2

		0,6

		6

594,845

671,29

745,8774

256,196

		100

896,922

		5КТП 2х250

1,11

		0,55

		7

566,178

451,424

541,7094

186,068

		-

724,114

		6КТП 2х250

1,2

		0,6

		8

209,611

177,657

213,1886

73,2267

		-

274,77

		7КТП 1х250

1,2

		0,6

		9

354,365

502,585

670,1129

230,172

		240

614,952

		8КТП 1х630

1,33

		0,66

		10

1016,73

731,707

777,4388

267,037

		

1252,65

		9КТП 2х630 

1,06

		0,53

		11

548,537

616,355

684,839

235,231

		250

825,098

		10КТП 2х250

1,11

		0,55

		12

663,489

477,531

573,037

302,061

		150

817,468

		11КТП 2х250

1,2

		0,6

		13

928,084

668,226

709,9906

374,252

		150

1143,62

		12КТП 2х630

1,06

		0,53

		14

656,457

740,154

822,3929

433,502

		240

989,325

		13КТП 2х250

1,11

		0,55

		15

251,116

180,133

191,3912

100,887

		-

309,043

		14КТП 2х160

1,06

		0,53

		16

387,582

278,839

296,266

156,169

		-

477,463

		15КТП2х160

1,06

		0,53

		17

126,214

181,256

241,6747

127,392

		–

291,4

		16КТП2х250

1,33

		0,66

		18

237,5

233,229

251,17

132,397

		-

332,87

		17КТП 2х160

1,08

		0,54

		19

418,285

603,266

670,2958

353,328

		150

734,093

		18КТП2х250 

1,11

		0,55

		20

137,54

195,906

261,2078

137,7

		–

315,8

		19КТП2х250

1,33

		0,66

		21

695,506

1287,01

1544,408

814,092

		250

1462,91

		20КТП 2х630

1,2

		0,6

		22

190,834

162,572

195,0858

102,834

		

250,693

		21КТП2х250

1,2

		0,6

		23

134,004

112,763

135,3157

71,328

		–

175,136

		–

1,2

		0,6

		24

1029,48

877,583

1053,099

555,112

		100

1352,77

		22КТП 2х630

1,2

		0,6

		25

365,512

308,583

332,3206

175,174

		–

478,354

		23КТП 2х160

1,08

		0,54

		26

470,164

337,064

358,1306

188,779

		-

578,503

		24КТП 2х250

1,06

		0,53

		

		Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем использовать только четыре типоразмера трансформаторов КТП.

		

		
Таблица 7. Стандартные БСК

		№

		Qi станд,

		Тип БСК

		2

		2х150

		2хУКБ-0,38-150 УЗ

		3

		1х200

		1хУКБН-0,38-200 УЗ

		4

		4х250

		4хУКБ-0,4-250-50 УЗ

		5

		2х250

		2хУКБ-0,4-250 УЗ

		6

		2х100

		2хУКБН-0,38-100- 50 УЗ

		9

		1х240

		1хУКБ-0,415-240 УЗ

		11

		1х250

		1хУКБ-0,4-250 - 50УЗ

		12

		2х150

		2хУКБ-0,38-150 УЗ

		13

		2х150

		2хУКБ-0,38-150УЗ

		14

		2х240

		2хУКБ-0,415-240 УЗ

		19

		2х150

		2хУКБ-0,38-150 УЗ

		21

		2х250

		2хУКБ-0,4-250-50 УЗ

		24

		2х100

		2хУКБ-0,38-100 - 50 УЗ

		

		На предприятиях средней и малой мощности для разгрузки кабельных каналов от отходящих линий (от ПГВ до цеховых трансформаторных подстанций) предусматриваются РП. 

		В данном проекте ЭП на 6 кВ расположены в цехах вместе с ЭП ниже 1000 В, образуя, таким образом, энергоемкий объект, который имеет определенное количество подходящих питающих линий. Учитывая этот фактор, установлен РП на 6 кВ.

		

		7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

		

		Для проведения данного расчета в табл. 8 внесем каталожные данные трансформаторов КТП, которые взяты из [3].

		

		Таблица 8.

		Тип трансформатора

		UК, %

		РХХ, кВт

		РКЗ, кВт

		IХХ, %

		ТМЗ-160

		4,5

		0,51

		2,65

		2,4

		ТМЗ-250

		4,5

		0,74

		3.7

		2,3

		ТМЗ-630

		6.5

		1.68

		7.6

		3.2

		ТМЗ-1000

		5,5

		2.45

		11.0

		1,4

		ТМЗ-1600

		5,5

		3,3

		16.5

		1,3

		

		
Расчет проводится в следующей последовательности:

		– определяются реактивные потери холостого хода.

		

		,

		

		где IХХ – ток холостого хода, %

		SНОМ – номинальная мощность трансформатора , кВА.

		РХХ – активные потери холостого хода, кВт

		– рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах

		

		,

		

		где n – число параллельно работающих трансформаторов, шт;

		РКЗ - активные потери короткого замыкания, кВт;

		

		 

		

		– мощность, проходящая через трансформатор, кВА

		– находится реактивные потери мощности в трансформаторах;

		

		

		

		где UКЗ% - напряжение короткого замыкания, %;

		Расчет для КТП цеха №14

		
  кВар

		кВА

		 кВт 

		 кВар

		 кВар

		

		Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.

		

		Таблица 9.

		№

		цеха

		n x SТР

		РМ, кВт

		QM.рельн. кВар

		SМ, кВА

		РТР, кВт

		QТР, кВт

		Рmax, кВт

		Qmax, кВар

		Smax, кВА

		1

		

103,444

151,993

183,83





103,44

152

183.8

		2

		2х1000

740,197

755,1

1169,2

11,6

70.1

751.8

825.2

1116.3

		3

		2х1000

937,437

491,15

1164,7

5,86

48.8

943.3

539.9

1086.9

		4

		4х1600

4972,6

2710

5786,9

23

185.2

4997.9

2895.2

5775.9

		5

		2х1600

1805,81

1328,42

2398,4

16,4

144.7

1822.2

1473.1

2343.1

		6

		2х630

642,598

 645,88

984,51

8,6

52.2

728.6

698.1

1009.1

		7

		2х630

663,26

541,1

855,98

6,9

41.6

670.2

582.7

888.1

		8

		1х250

245,415

213,18

325,5

7

23.4

252.4

236.6

345.9

		9

		1х630

457,475

430

811,3

13,7

60

471

490

679.6

		10

		2х1000

1055,45

777,43

1310,8

6,7

45.2

 1062.2

822.6

1343.5

		11

		2х630

592,612

434,83

905,6

7,5

45.5

600.1

480.3

768.6

		12

		2х630

777,89

423,1

966,2

8,4

50.6

786.3

473.7

917.9

		13

		2х1000

963,424

559,99

1196,77

9.5

128

972.9

688

1191.6

		14

		2х630

709,167

582,4

1085,9

10,2

 61.6

719.4

644

965.5

		15

		2х250

260,686

191,3912

323,4

24

15.9

263.1

207.3

335

		16

		4х160

402,343

296,266

499,6

4,2

24.7

406.5

320.9

517.9

		17

		2х250

162,895

241,6747

291,4

5,6

18

168.4

259.7

317.5

		18

		2х250

249,147

251,17

353,8

2,6

 15.9

251.7

267.1

367

		19

		2х630

449,833

520,29

807,2

6,3

37.9

456.1

558.2

720.8

		20

		2х250

177,544

261,2078

315,8

17

21,3

194.544

284,5

334.8

		21

		2х1000

802,603

1294,4

1740,5

9,8

73.7

812.4

1368.1

1591.1

		22

		2х250

223,419

195,0858

296,6

3,0

13,8

226,42

208,88

302.6

		23

		

156,904

135,3157

207,2





156.9

135,31

207.2

		24

		2х1000

1205,26

953,1

1600,5

8,7

63.6

1213.9

1016.7

1583.4

		25

		4х160

384,069

332,3206

507,9

4,4

25.3

388.5

357.6

528

		26

		2х630

488,082

358,1306

605,4

4,2

25.1

492.3.

383.2

623.8

		

		7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

		

		Так как передаваемое в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.

		Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [5] с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 25% [5]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рис.8.

		Кабель выбирается по следующим условиям:

		По номинальному напряжению.

		По току в номинальном режиме.

		По экономическому сечению.

		Кабель проверяется по следующим условиям:

		По току в послеаварийном режиме.

		По потерям напряжения.

		На термическую стойкость к токам КЗ.

		Выберем кабель от ПГВ до ТП1.

		Максимальная активная мощность

		

		

		 кВт

		
Максимальная реактивная мощность

		

		

		 кВар

		

		Полная мощность

		

		

		 кВА

		

		Расчетный ток кабеля в нормальном режиме

		

		  А

		

		Расчетный ток кабеля в послеаварийном режиме

		

		  А

		

		Экономическое сечение:

		

		  мм2

		

		где экономическая плотность тока jЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год более 5000 (Тmax = 7662 ч) согласно [5] равны 1,3 А/мм2.

		Предварительно принимаем кабель марки ААШ в сечении 35 мм2 с допустимым током Iдоп = 125 А.

		Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

		

		

		

		где К1 – поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [5] К1 = 1,0.

		К2 – поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [5].

		К3 – поправочный коэффициент, учитывающий допустимую нагрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [5] К3 = 1,3.

		

		 А

		 А

		

		Перегрузка кабеля:

		

		

		

		
Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так кА не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.

		Выбор остальных кабелей сведем в табл.10.

		

		Таблица 10. Выбор кабелей

		Наименова-ние КЛЭП

		Smax,

		кВА

		,

		А

		,

		А

		FЭК,

		мм2

		К1

		К2

		К3

		,

		А

		,

		А

		Количество, марка и сечение кабеля

		ПГВ-РП1

6015,4

183,97

367,95

153,31

1

0,92

1,3

340

406,64

3хААШВ-6-3х185

		РП1-ТП2

1086,9

49,862

99,725

41,552

1

0,84

1,3

155

169,26

2хААШв-6-3х50

		РП1-ТП7

345,9

31,737

63,474

26,447

1

0,92

1,3

125

149,5

1хААШв-6-3х35

		РП1-ТП5

1009,1

46,293

92,586

38,578

1

0,81

1,3

125

131,625

2хААШв-6-3х50

		РП1-ТП4

2343,1

107,49

214,98

89,576

1

0,81

1,3

225

236,925

2хААШв-6-3х95

		ТП4-СП1

183,8

16,864

33,728

14,053

1

1

1,3

80

104

1хААШв-0,4-16

		ТП7-ТП8

679,6

62,354

124,71

51,962

1

1

1,3

155

201,5

1хААШв-6-3х50

		ТП2-ТП17

367

16,836

33,673

14,03

1

0,92

1,3

80

95,68

2хААШв-6-3х16

		РП1-СД1

3332

152,86

305,72

127,38

1

0,84

1,3

300

327,6

2хААШв-6-3х150

		РП1-СД2

2880

132,12

264,24

110,1

1

0,84

1,3

260

283,92

2хААШв-6-3х120

		ПГВ-ТП11

917,9

42,109

84,219

35,091

1

0,81

1,3

125

131,625

2хААШв-6-3х35

		ПГВ-ТП12

1191,6

54,666

109,33

45,555

1

0,8

1,3

155

161,2

2хААШв-6-3х50

		ПГВ-СД3

3166,25

145,25

290,51

121,05

1

0,8

1,3

300

312

2хААШв-6-3х150

		ТП11-ТП9

1343,5

61,634

123,27

51,362

1

0,92

1,3

155

185,38

2хААШв-6-3х50

		ПГВ-ТП10

768,6

35,26

70,52

29,383

1

0,79

1,3

125

128,375

2хААШв-6-3х35

		ПГВ-ТП1

1116,6

51,225

102,45

42,687

1

0,79

1,3

155

159,185

2хААШв-6-3х50

		ПГВ-ТП15

517,9

23,759

47,518

19,799

1

0,79

1,3

105

107,835

2хААШв-6-3х25

		ПГВ-ТП18

720,8

33,067

66,135

27,556

1

0,79

1,3

105

107,835

2хААШв-6-3х25

		ПГВ-СД4

1040

47,117

95,4

23,855

1

0,79

1,3

155

159,185

2хААШв-6-3х50

		ПГВ-ТП3

2887,9

132,48

264,97

110,4

1

0,92

1,3

260

310,96

2хААШв-6-3х120

		ПГВ-РП2

5488,4

167,86

335,71

139,88

1

0,92

1,3

300

358,8

3хААШв-6-3х150

		РП2-ТП22

1583,4

72,64

145,28

60,533

1

0,75

1,3

190

185,25

2хААШв-6-3х70

		РП2-СД5

1614

74,043

148,09

61,703

1

0,81

1,3

190

200,07

2хААШв-6-3х70

		ТП22-СП2

207,2

19,011

38,022

15,842

1

0,92

1,3

80

95,68

1хААШв-0,43х16

		РП2-ТП19

334,8

15,359

30,718

12,799

1

0,75

1,3

80

78

2хААШв-6-3х16

		РП2-ТП3

2887,9

132,48

264,97

110,4

1

0,75

1,3

300

292,5

2хААШв-6-3х150

		РП2-ТП21

302,6

13,882

27,764

11,568

1

0,8

1,3

80

83,2

2хААШв-6-3х16

		РП2-СД6

1250

57,345

114,69

47,787

1

0,8

1,3

155

161,2

2хААШв-6-3х50

		РП2-ТП16

317,5

29,131

58,262

24,276

1

0,75

1,3

105

102,375

1хААШв-6-3х25

		РП2-ТП24

623,8

28,617

57,235

23,848

1

0,75

1,3

105

102,375

2хААШв-6-3х25

		РП24-ТП23

528

24,222

48,445

20,185

1

0,92

1,3

105

125,58

2хААШв-6-3х25

		РП1-ТП6

888,1

40,742

81,485

33,952

1

0,92

1,3

125

149,5

2хААШв-6-3х35

		РП2-ТП20

1591,1

72,99

145,99

60,827

1

0,92

1,3

190

227,24

2хААШв-6-3х70

		

		Выбор кабелей для потребителей напряжением 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6 кВ цеха №3. Принимаем, что в цехе установлены четыре ЭД, тогда мощность одного электродвигателя:

		

		  кВт

		

		Из [7] выбираем стандартный ЭД:

		СДН14-49-6-у3 со следующими параметрами: SН = 833 кВА; РН = 800 кВт; UН = 6 кВ;  =0,94. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представленные в табл. 11.

		Расчетный ток нормального режима:

		

		

		 А

		

		

		Экономическое сечение:

		

		 мм2

		

		Выбираем кабель марки ААШ с сечением 70 мм2 с Iдоп = 190 А.

		В насосной (цех № 3) устанавливаем двигатели марки СДН14-49-6у3, в количестве четырех штук. Остальные цеха представлены в таблице 11.

		
Таблица 11.

		№

		цеха

		Тип двигателя

		SН,

		кВА

		РН,

		кВт

		UН,

		кВ

		Н,

		%

		

		

		

		

		nном,

		Об/мин

		Кол-во, шт.

		3

		СДН14-49-6у3

		833

		800

		6

		94

		2,2

		7,5

		1,5

		1,2

		1000

		4

		5

		СДН16-41-12-у3

		1440

		630

		6

		93,6

		2,3

		6,0

		0,8

		1,4

		500

		2

		13

		СДН15-34-12-у3

		633

		630

		6

		93,6

		2,3

		5,6

		1

		1,1

		375

		5

		19

		СДН16-41-12-у3

		1250

		1250

		6

		94,6

		2,2

		6,0

		0,8

		1,4

		500

		1

		22

		СДН14-44-12-у3

		520

		500

		6

		93,2

		2

		5,3

		0,7

		1,4

		375

		2

		24

		СДН15-34-12-у3

		807

		630

		6

		93,6

		2,3

		5,6

		1

		1,1

		375

		2

		


8. Расчет токов короткого замыкания



Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчета токов КЗ представлена на рис.9, а схемы замещения на рис.10 для расчета токов КЗ выше 1000 В, на рис. 11 для расчетов КЗ ниже 1000 В.

Расчет токов КЗ в точке К-1 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-4 расчет будем проводить в именованных единицах без учета системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной ЭДС и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.

Рис. 9. Исходная схема для расчетов токов КЗ

Рис. 10 Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В

Рис.11 Схема замещения для расчета токов КЗ ниже 1000 В

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:

		Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r<(x/3), где r и x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К.З.

		При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Базисные условия: Sб=950 МВА, Uб1=115 кВ, Uб2=6,3 кВ ; Xc=0,6;

Базисный ток определяем из выражения


кА.

кА.



Точка К-1.

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям



;



Х0-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км;

Uб- среднее напряжение; 

Сопротивления системы до точки К-1

ХК1=Хс+ХВЛ=0,6+0,218=0,818;

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:



 кА.



Принимаем значение ударного коэффициента kуд=1,8, тогда значение ударного тока



 кА.



Где Куд- ударный коэффициент тока К.З. 2.45 [2]по таблице, кА.

I”по(к-1)-начальное действующее значение периодической составляющей, кА.




Точка К-2

Точка К-2 расположена на шинах РУНН ПГВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ :

Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткойН.Н



.

,

.



К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.



ХК-2=ХК-1+ХВ +ХН1 =0,818+6,982+0,498=8,3. 



Ток короткого замыкания от системы:



 кА.



В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронных двигателей.

Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 13 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=630кВт СДН15-34-12-у3):

F=150; l=0,24 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.


;

;

;

где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №19 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P=1250 кВт СДН16-41-12у3):

F=50; l=0,209 км; Х0=0,083Ом/км; r0=0,62 Ом/км.



;

;

;



где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП2.

l=0,256 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.


;

;

.



Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №24 до РП2 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12у3):



F=50; l=0,09 км; Х0=0,083 Ом/км; r0=0,62 Ом/км.

;

;

;



где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 22 до шин РП2 (для двигателей мощностью P=500 кВт СДН-14-41-12у3):

F=50; l=0,17 км; Х0=0,083 Ом/км; r0=0,62 Ом/км.



;

;

;


где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №3 до шин РП1 (для двигателей мощностью P=800 кВт СДН-14-49-6у3):

F=150; l=0,04 км; Х0=0,074 Ом/км; r0=0,206 Ом/км.



;

;

;



где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП1.



l=0,213 км; Х0=0,073 Ом/км; r0=0,167 Ом/км.

;

;

.




Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №5 до РП1 (для двигателей мощностью P=630 кВт СДН15-34-12-у3):



F=120; l=0,114 км; Х0=0,076 Ом/км; 

r0=0,258Ом/км.

;

;

;



где Х”d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя. 



.



Производим дальнейшие преобразования:











Эквивалентное сопротивление двигателей и кабельных линий:






Эквивалентное сопротивление :

		

		

		

		Ток подпитки от двигателей:

		

		 кА.

. тока:



Тогда значение ударного 

 кА.



Точка К-3

Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.



;

; ;

;



.




Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t=0 в точке К-3:



 кА.

		

		Ток подпитки от синхронного двигателя:



 кА.



Полный ток короткого замыкания:



=9,67+9,39=19,1 кА;



Приняв ударный коэффициент kуд=1,4, получаем ударный ток К.З.



 кА.



Точка К-4.

Определяется ток К.З.в точке К-4.



Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью(Sс=; хс=0).. Расчет производится в именованных единицах для ТП-5

Сопротивление трансформаторов ТМЗ-630/6 таблица 2.50 [2]:



RТ = 3,4 мОм; ХТ = 13,5 мОм;




Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР: 



А.



где Ip-расчетный ток в аварийном режиме;



Выбираются шины прямоугольного сечения 100х6 Iдоп=1425А, длина шины 10м. 

Сопротивление шин(R0=0,034 мОм/м Х0=0,016 мОм/м):



Rшин=0,34 мОм; Хшин=0,16мОм


Сопротивление автоматического выключателя включает в себя сопротивление токовых катушек расцепителей и переходных сопротивлений подвижных контактов(3): Тип ВА55-43 Iном=1600 А;



Rавт=0,14 мОм;	Хавт=0,08 мОм;



Трансформатор тока типа ТПОЛ-1500/5-одновитковый Хтт=0;Rтт=0;

Cопротивление дуги определяется расстоянием между фазами проводников в месте короткого замыкания .Для трансформатора ТМЗ 630/6 Rдуги=7 мОм;



Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4: 





 мОм.



Начальное значение тока короткого замыкания:



 кА.



Ударный коэффициент :



 



 кА.




Значение токов короткого замыкания по заводу.



Таблица 8 



К-1

К-2

К-3

К-4

I”по,кА

5,83

10,49

19,1

13

iуд, кА

14,8

39,4

42,92

20,08




9. Выбор электрических аппаратов



9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ



Выберем выключатель 110 кВ

Условия выбора:

По номинальному напряжению

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя.

			Проверка на электродинамическую стойкость:

		По удельному периодическому току КЗ

		По ударному току КЗ

			Проверка на включающую способность.

		По удельному периодическому току КЗ

		По ударному току КЗ

			Проверка на отключающую способность

		По номинальному периодическому току отключения

		По номинальному апериодическому току отключения

			Проверка на термическую стойкость.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток послеаварийного режима IР = 165 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5.3.4)

Расчетное время







где tРЗ – время срабатывания релейной защиты (обычно берется минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности tРЗ = 0,01 с.

tСВ – собственное время отключения выключателя (в данный момент пока не известно) действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ IПО = 5,83 кА было рассчитано в пункте 7.1.;

Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя IП в следствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: IП = IПО = кА;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:







и будет определено позже;

расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:







расчетный импульс квадратичного тока КЗ







будет определено позже.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем выключатель ВВЭ-110Б-16/1000 со следующими каталожными данными:



UНОМ = 110 кВ; IНОМ = 1000 А; IН откл = 16 кА;  = 25%; iпр СКВ = 67 кА; Iпр СКВ = 26 кА; iН вкл = 67 кА; IН вкл = 26 кА; IТ = 26 кА; tТ = 3 с; tСВ = 0,05 с.


Определяем оставшиеся характеристики:

Расчетное время по формуле :



  с



Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле :



 кА



Расчетное выражение согласно формуле :



кА



Расчетный импульс квадратичного тока КЗ по формуле :



 кА2с



Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ



  кА



Проверка по термической стойкости:



  кА2с


Выбор и проверка выключателя представлен в табл. 13.

Выберем разъединитель 110 кВ

Условия выбора:

По номинальному напряжению.

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного разъединителя:

Проверка на электродинамическую стойкость.

Проверка на термическую стойкость.

Для комплексной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [7] РНД3.2-110/1000 или РНД3-1б-110/1000.

Согласно условию выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем разъединитель РНД3.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными:



UНОМ = 110 кВ; IНОМ = 1000 А; iпр СКВ = 80 кА; IT = 31,5 кА; tТ = 4 с.



Расчетные данные выбранного разъединителя термическая стойкость:



  кА2с



Выбор и проверка разъединителя представлены в табл. 13



Таблица 13. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Условия выбора (проверки)

Данные сети

Выключатель

Разъединитель

Uсети  UНОМ

110 кВ

110 кВ

110 кВ

IР  IНОМ

116,9 А

1000 А

1000 А

IПО  IПР СКВ

6,21 кА

26 кА

–

iуд  iпр СКВ

15,81 кА

67 кА

–

IПО  IН.вкл

6,21 кА

26 кА

–

iуд  iН.вкл

15,81 кА

67 кА

80 кА

IП  IН. откл

6,21 кА

26 кА

–



11,43 кА

28,28 кА

–



4,24 кА2с

2028 кА2с

3969 кА2с



9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ



Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.

Так как РУНН принято внутреннего исполнения будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.

Расчетный ток с учетом расщепления вторичной обмотки трансформаторов ППЭ.



 



Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 1600 А; iпр СКВ = 81 кА; IН откл = 31,5 кА; тип выключателя ВК-10.

Выберем вводные выключатели 6 кВ:

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР IР = 1046,75 А

Расчетное время  = tРЗ +tСВ;  = 0,01+0,05 = 0,06 с действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ IПО = 9,213 кА было рассчитано в пункте 7.2.

Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:





 кА;


Расчетное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:



  кА



Расчетный импульс квадратичного тока КЗ: 





 кА2с



Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными данными:



UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1600 А; IН откл = 31,5 кА;  = 20%; iпр СКВ = 80 кА; Iпр СКВ = 31,5 кА; iН вкл = 80 кА; IН вкл = 31,5 кА; tТ = 4 с; tСВ = 0,05 с



Расчетные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:



  кА



Проверка по термической стойкости:



  кА2с



Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14

Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ

Расчетные данные сети:


Расчетный ток ПАР:



  А



Расчетное время  = tРЗ +tСВ;  = 0,01+0,05 = 0,06 с 

Остальные величины имеют те же значения что и для выключения ввода.

Выбираем выключатель ВК-100-630-20У2 со следующими каталожными данными:



UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 630 А; IН откл = 20 кА;  = 20%; iпр СКВ = 52 кА; Iпр СКВ = 20 кА; iН вкл = 52 кА; IН вкл = 20 кА; IТ = 20 кА; tТ = 4 с; tСВ = 0,05 с



Расчетные данные выбранного выключателя: 



 

  кА2с



Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14



Таблица 14. Выбор выключателей 6 кВ.

Условия выбора (проверки)

Данные сети для ввода

Выключатель ввода

Данные сети для отходящей линии

Выключатель отходящей линии

Uсети  UНОМ

6 кВ

10 кВ

6 кВ

10 кВ

IР  IНОМ

1046,75 А

1600 А

105,03 А

630 А

IПО  IПР СКВ

9,213 кА

31,5 кА

9,213 кА

20 кА

iуд  iпр СКВ

25,02 кА

80 кА

25,02 кА

52 кА

IПО  IН.вкл

9,213 кА

31,5 кА

9,213 кА

20 кА 

iуд  iН.вкл

25,02 кА

80 кА

25,02 кА

52 кА

IП  IН. откл

9,213 кА

31,5 кА

9,213 кА

20 кА



20,93 кА

53,46 кА

20,93 кА

33,94 кА



15,28 кА2с

3969 кА2с

1528 кА2с

1600 кА2с



Выберем трансформаторы тока.

Условия их выбора:

По номинальному напряжению.

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

Проверка на электродинамическую стойкость. (если требуется)

Проверка на термическую стойкость.

Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток IР = 1046,75 А

Ударный ток КЗ iуд = 25,02 кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ ВК = 15,28 кА2с

Согласно условиям выбора их [7] выбираем трансформаторы тока типа ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными:



UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1500 А; r2Н = 1,2 Ом; IT = 35 кА; tT = 3 с.



Расчетные данные выбранного трансформатора тока: так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется;

Проверка термической стойкости:



  кА2с


Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала нормальной: r2Н  r2. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведен в табл. 16, схема их соединения – на рис. 12.



Таблица. 15. Приборы вторичной цепи ТТ.

Наименование

Количество

Мощности фаз, ВА





А

В

С

Амперметр Э335

1

0,5

–

–

Ваттметр Д335

1

0,5

–

0,5

Варметр Д335

1

0,5

–

0,5

Счетчик активной мощности

СА4У-И672 М

1

2,5

–

2,5

Счетчик реактивной мощности

СР4У-И673 М

2

2,5

–

2,5

Итого

6

9

–

8,5



Наиболее нагруженной является фаза А

Общее сопротивление приборов







где Sприб – мощность приборов, ВА

I2 НОМ – вторичный ток трансформатора тока, А.



 Ом



Допустимое сопротивление проводов:




 Ом



Минимальное сечение приводов:







где  = 0,0286 – удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;

lрасч = 50 – расчетная длина проводов согласно [3], м.



 мм2



Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2, тогда:



  Ом



Полное расчетное сопротивление:





 Ом



Выбор и проверка ТТ представлены в табл.16


Таблица 16. Выбор трансформаторов тока

Условия выбора (проверки)

Данные сети для ввода

Каталожные данные

Uсети  UНОМ

6 кВ

10 кВ

IР  IНОМ

1046,75 А

1500 А

iуд  iдин

25,02 кА

Не проверяется



15,28 кА2с

3675 кА2с

Z2Y  r2расч

1,03 Ом

1,2 Ом



Выберем трансформаторы напряжения

Условия их выбора:

1. По номинальному напряжению.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1. Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66УЗ со следующими каталожными данными: UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 1500 А; S2Н = 150 ВА. Схема соединения приборов приведена на рис.13, перечень приборов в табл.17.

Рис.13 Схема соединения приборов



Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТН.

Наименование

Количество

Мощность катушки

Число катушек

Полная мощность

Амперметр Э335

4

2

1

8

Ваттметр Д335

1

1,5

2

3

Варметр Д335

1

1,5

2

3

Частотомер Э 337

1

3

1

3

Счетчик активной мощности

СА4У-И672 М

6

8

2

96

Счетчик реактивной мощности

СР4У-И673 М

2

8

2

32



Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S2Н = 150 ВА. Расчетная мощность вторичной цепи S2 = 145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности.

Выберем шины на ПГВ.

Условия их выбора:

По номинальному длительному току;

По экономическому сечению.

Условия проверки выбранных шин:

Проверка на термическую стойкость;

Проверка на электродинамическую стойкость.

Расчетный ток IР = 1046,75 А был определен ранее.

Так как это сборные шины, то согласно [5] по экономической плотности тока они не проверятся. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х10 с допустимым током Iдоп = 1480 А.

Проверка на термическую стойкость:



ВК = 15,28 кА2с



Минимальное сечение шин:







где с = 95 – термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], Ас2/мм2







так как Fmin = 41,15 мм2 < F = 800 мм2, то шины термически стойкие.

Проверим шины на механическую стойкость. Для этого определим длину максимального пролета между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:






где W – момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы, F, м3;

 - сила взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса, Н/м;

ДОП = 70  10 6 – допустимое напряжение в материале для алюминиевых шин [5], Па

 - коэффициент равный 10 для крайних пролетов и 12 для остальных пролетов.

Согласно [3] силы взаимодействия между фазами на 1 м длины при трехфазном КЗ с учетом механического резонанса определяется по формуле:







где а – 60  10-3 – расстояние между осями шин смежных фаз для напряжения 6 кВ [3], м;

iуд – ударный ток трехфазного КЗ, А.

По выражению (8.2.5.) 



 Н/м



Момент сопротивления поперечного сечения шины при растяжении их плашмя определяется по выражению:






где b = 10  10-3 – высота шин, м;

h = 20  10-3 – ширина шин, м.



 м3



Длина пролета по формуле (9.2.4.)



 м

Вследствие того, что ширина шкафа КРУ 750 мм, и опорные изоляторы имеются в каждом из них, принимаем длину пролета l = 0,75 м.

Максимальное расчетное напряжение в материале шин, расположенных в одной плоскости, параллельных друг другу, с одинаковыми расстояниями между фазами:





 МПа



Так как Ф = 17,96 МПа < ДОП = 70 МПа, то шины механически стойкие.

Выберем опорные изоляторы на ПГВ

Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность.


Допустимая нагрузка на головку изолятора:







где Fразр – разрушающее усилие на изгиб, Н.

Расчетное усилие на изгиб







где Кh – коэффициент учитывающий расположение шин на изоляторе.

При расположении шин плашмя Кh = 1 [3].



 Н



Из [7] выбираем опорные изоляторы 40-6-3,75 УЗ со следующими каталожными данными: UНОМ = 6 кВ; Fразр = 3750 Н.

Допустимая нагрузка: 



Fдоп = 0,6  Fразр;

Fдоп = 0,6  3750 =2250 Н.



Так как Fдоп = 2250 Н > Fрасч = 1377,2 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на механическую прочность.

Расчетный ток IР = 1046,75 А

Расчетное усилие на изгиб:


 Н



Из [7] выбираем проходные изоляторы ИП-10/1600-1250 УХЛ1 со следующими каталожными данными: UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 1600 А; Fразр = 1250 Н.

Допустимая нагрузка: 



Fдоп = 0,6  Fразр;

Fдоп = 0,6  1250 = 750 Н



Так как Fдоп = 750 Н > Fрасч = 688,6 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем выключатели нагрузки

Условия его выбора:

По номинальному напряжению.

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

Проверка на отключающую способность.

Проверка на электродинамическую стойкость.

По предельному периодическому току.

По ударному току КЗ.

Проверка на термическую стойкость (если требуется)

Согласно [5] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяется:

1. аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А – по электродинамической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как имеется последовательно включенный предохранитель.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР IР = 116,9 А был определен ранее при выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей номинального тока КЗ IПО = 9,213 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-630-81 тип коммутационного аппарата на стороне 6 (10) кВ согласно [7] – выключатель нагрузки типа ВНРу-10 или ВНРп-10.

Согласно условиям выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-103УЗ со следующими каталожными данными UНОМ = 10 кВ; IНОМ = 400 А; IН откл = 400 А; iпр СКВ = 25 кА; 	 Iпр СКВ = 10 кА; IТ = 10 кА; tТ = 1 с.



IПО = 9,213 кА < Iпр СКВ = 10 кА

Iуд = 25,02 кА < iпр СКВ = 25 кА

IP = 116,9 А < IН откл = 400 А



Выберем предохранитель

Условия его выбора: 

По номинальному напряжению.

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

Расчетный ток IР = 105,03 А был определен ранее.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем предохранитель ПКТ 103-6-160-20УЗ со следующими каталожными данными UНОМ = 6 кВ; IНОМ = 160 А; IН откл = 20 кА; 

IПО = 9,213 < IН откл = 20 кА предохранитель по отключающей способности проходит.




9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ



Выберем автоматический выключатель

Условия выбора:

По номинальному напряжению.

По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

Ранее в пункте 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Нс UНОМ = 0,38 кВ; IНОМ = 1000 А; IН откл = 20 кА.

Проверка на отключающую способность:







Выбранный автомат проходит по условию проверки.


10. Проверка КЛЭП на термическую стойкость



Согласно [3] выбранные ранее кабели необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ в начале кабеля.

Проверять будем кабели, отходящие от ПГВ, так как для остальных КЛЭП не известны токи КЗ.

Проверка проводится по условию:







где с = 0,92 – термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [7], Ас2/мм2;

tотк – время отключения КЗ, с;

а – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;

F – сечение КЛЭП, мм2.

Рассмотрим расчет на примере КЛЭП ПГВ-ТП1



 кА



Увеличим сечение до 95 мм2, тогда



 кА > IКЗ = 9,213 кА,



что допустимо

Результаты проверки кабелей на термическую стойкость сведем в табл.18.


Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.

Наименование КЛЭП

F, мм2

Iтер, кА

IКЗ, кА

ПГВ-ТП1

70

7,2

9,213

ПГВ-ТП2

35

3,6

9,213

ПГВ-ТП3

35

3,6

9,213

ПГВ-ТП4

35

3,6

9,213

ПГВ-ТП5

35

3,6

9,213

ПГВ-ТП6

16

1,6

9,213

ПГВ-ТП7

70

7,2

9,213

ПГВ-ТП8

50

5,14

9,213

ПГВ-ТП10

70

7,2

9,213

ПГВ-ТП11

50

5,14

9,213

ПГВ-ТП12

25

2,57

9,213

ПГВ-ТП13

95

9,77

9,213

ПГВ-РП

240

24,69

9,213

РП-ТП9

50

5,14

9,213

РП-ТП14

70

7,2

9,213

РП-ТП15

10

1,3

9,213



По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

	Проводники защищенные плавкими предохранителями не зависимо от их номинального тока и типа.

	Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия: 

– в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

– повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

– возможна замена проводника без значительных затруднений.

	Проводники к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются не ответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2.2.

В остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.

Так как в нашем случае выполняются все выше изложенный условия в пунктах 1, 2 и 3 то сечение проводников увеличивать не будем.

Для проводников напряжением до 1 кВ приведенных в табл. 19 сечение увеличиваем до 95 мм2.



11. Расчет самозапуска электродвигателей



Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после кратковременного нарушения электродвигатели восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:

– Одновременно пускается группа двигателей;

– В момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть, или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

– Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов так и для электродвигателей.

Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответственных механизмов, отключение которых необходимо.

Расчет самозапуска синхронных двигателей:

В цехе № 15 установлены 6х500 СД. Из справочника выбираем двигатель марки СДН32-20-49-20 справочные данные последнего снесем в табл.19.


Таблица 19. Справочные данные СДН32-20-49-20.

SН,

кВА

РН,

кВт

UН,

кВ

,

%









jпот,

тм2

n,

об/мин

cos

540

500

6

94,3

5,5

0,9

2,1

1,1

1,038

315

0,91



1. Электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:







где n0 – синхронное число оборотов в минуту.

РН – номинальная мощность двигателя, кВт.



 с



Выбор определяется по формуле 







где tН – время нарушения электроснабжения, с.

mС – момент сопротивления механизма.







Цех питается от трансформатора ППЭ.


За базисную мощность принимаем мощность двигателя. Индуктивное сопротивление источника питания:



 



Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К' = 6.



  кВА

 

 



При скольжении 0,1; К' = 3



 кВА







Выходной момент при глухом подключении:



 


где М = 0,3 определено по номограмме [3].

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:



 

 



Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения

Избыточный момент:

В начале самозапуска 









При скольжении 0,05: 









Время самозапуска




с



Дополнительный нагрев.





 оС



Из расчета следует, что самозапуск возможен как по условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.


12. Расчет релейной защиты



Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными и магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждения и аномальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. В месте с тем, особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим выключением резервного питания (АВР, автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и маслонаполненных вводах трансформаторов.




12.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла



Тип защиты – газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключения отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используется газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствие с требованиями ПЭУ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для надежного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на трансформаторах ПГВ и на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла – реле уровня в расширителе трансформатора.




12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних 

повреждений трансформатора



Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленных на стоне низшего напряжения трансформатора.

Произведем расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:







где SНОМ – номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

UНОМ – номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:


 А



Для низшей стороны напряжения:







Принимаем трансформаторы тока с nТ ВН = 150/5 и nТ НН = 1500/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне , а на низшей стороне – Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:







где КСХ – коэффициент схемы включения реле защиты, которой согласно [3] для ВН равен , для НН-1.

Тогда с использованием выражения (11.2.2):



  А

  А



Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [8] на трансформаторах с расщепленной обмоткой тормозная обмотка включается в сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленной обмоток. 


Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:







где Котс = 1,5 – коэффициент отстройки.



 А



Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:



 А



Расчетное число витков рабочей обмотки реле включается в плечо защиты со стороны ВН:







где FСР = 100 – магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.







Согласно условию WВН  WВН расч принимаем число витков WВН = 9, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:


  А



Расчетное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:



 



Принимаем ближайшее к WНН расч целое число, т.е. WНН = 17.

Определим расчетное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:







где  = 0,1 – относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

u – относительная погрешность, обусловленная РНП, принимается равный половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

α – угол наклона касательной к горизонтальной характеристике реле типа ДЗТ-11, tgα = 0,75.

Для ТРДН-25000-110 u = 0,5290,0178 = 0,16







Согласно стандартного ряда, приведенного в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 WТ = 9.


Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:



 кА

 кА = 462 А



Коэффициент чувствительности:



 , 



что удовлетворяет условиям

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:



  А



Второй ток, подводимый к тормозной обмотке:



  А.



Рабочая МДС реле:


  А



Тормозная МДС реле:



  А



По характеристике срабатывания реле, приведенной в [9], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: FCР = 125 А.

Тогда коэффициент чувствительности:



 ,



что удовлетворяет условиям



12.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ



Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также для выполнения функции ближайшего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

		токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

		максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита установленная на стороне ВН, выполняется двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трехобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяется ко вторичным обмоткам ТТ, соединенным, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.



12.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН



Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединенных синхронных электродвигателей в цепях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.



12.5 Защита от токов перегрузки



Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщепленной обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должны быть выбраны примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.


13. Расчет молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ



Защита от прямых ударов молнии установок, зданий и сооружений независимо от их высоты должна быть выполнена отдельностоящими тросовыми или стержневыми молниеотводами.

Открытые распределительные устройства (ОРУ) подстанций 20-500 кВ защищают от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами. Защиту ОРУ 110 кВ можно выполнить на конструкциях независимо от площади заземляющего контура подстанции. При этом от стоек конструкции ОРУ 110 кВ нужно обеспечить растекание тока не менее, чем в двух-трех направлениях и установить вертикальные электроды длиной 3-5 метра на расстоянии не менее длины электрода. Для экономии металла молниеотводы необходимо установить на конструкциях (порталах, опорах линии, прожекторных мачтах и т.п.) и на закрытых распределительных устройствах (ЗРУ). Сами здания, имеющие железобетонные несущие конструкции кровли защищать молниеотводами не требуется.

Защитное действие стержневого молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Во время лидерной стадии развития молнии на вершине молниеотвода накапливаются заряды, создающие на ней очень большие напряженности электрического поля. К этой области и направляется канал молнии.

Зоной защиты молниеотвода называется пространство вокруг него, в котором объект защищен от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Защищаемый объект не поражается молнией, если он целиком входит в зону защиты молниеотвода.

Защита ПГВ от прямых ударов молнии производится с помощью стержневых молниеотводов. Два молниеотвода устанавливаются на порталах ОРУ 110 кВ, других на ЗРУ.

Условие защищенности всей площади ПГВ выражается соотношением:


,



где D – диаметр окружности, м;

Р – коэффициент для разных высот молниеотводов (до 30 м Р = 1);

hа – активная высота молниеотвода, м.

Минимальная активная высота молниеотвода



 



Принимаем hа = 5 м.

Молниеотводы характеризуются высотой h:







где hх – высота заземляемого объекта (hх = 12 м.)



 м



Зона защиты молниеотвода представляет собой конус, с криволинейной образующей. Радиус зоны защиты определяется по формуле:



  м



Наименьшая ширина зоны защиты bх в середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте hХ определяется по формуле:






где а – расстояние между молниеотводами



 м



Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку А, распложенную по средине между молниеотводами на высоте h0, м



 м



Самые высокие объекты входят в зону защиты молниеотводов.

Условия защищенности всей площади выполняется:



(38  40 м)



Воздушные линии на железобетонных опорах защищаются тросовыми молниеотводами на подходе к подстанции. Длина подхода 2 км. Защитный угол тросового молниеотвода равен 25 градусов.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящейся под напряжением, на которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведем расчет заземляющего устройства ПГВ.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземленной нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [10] сопротивление растекания RЗ для установок свыше 1000 В с заземленной нейтралью RЗ  0,5 Ом, а для установок свыше 1000 В с изолированной нейтралью , но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, т.е. RЗ  0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя RН. Так как данных о естественных заземлителях нет, то RН = RЗ = 0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будем сооружать групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки длиной 5 м, диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4х40 мм. Во избежания нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем ее на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 37х28 м. Тогда периметр контурного заземлителя равен Р = 2  (37 – 4 + 28 – 4) = 114 м, а среднее значение расстояния между электродами:



  м



где nВ – предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/1 = 1,9/5 = 0,38, тогда из [10] коэффициент использования вертикальных электродов Кu верт = 0,29.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающих коэффициентов КС, учитывающих высыхание грунта летом и промерзания его зимой.

Расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:







где КС.В. = 1,3 – коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [10].

0 = 40 – удельное сопротивление грунта для глины, Омм.

Расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:







где КС.Г. = 3 – коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [10];



 Омм  Омм



Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:






где l = 5 м – длина вертикального электрода, м;

d = 14  10-3 диаметр электрода, м;

t = 3,2 – расстояние от поверхности грунта до середины электрода, мм;



 Ом



Определим примерное число вертикальных электродов nВ при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Кu верт = 0,29:



 



Принимаем nВ = 80 шт.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:







где l = 114 – длина горизонтального электрода, м;

t = 3,2 – глубина заложения, м;

dЭ – эквивалентный диаметр электрода, м;



 Ом


Уточненные значения коэффициентов использования: Кu верт = 0,276; Кuгор = 0,161, тогда уточненное число вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтального электрода:





 шт.



Принимаем nВ.У. = 81 шт.



 ,



Меньше на 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов – 81.

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 3,6х6 м. План подстанции с контурным заземлением представлен на рис.14.


14. Охрана труда



1. Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте дежурного диспетчера.

Условия труда на рабочих местах производственных помещений или площадок складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру действия на человека.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 опасные и вредные производственные факторы подразделяются по своему действию на следующие группы:

- физические;

- химические;

- биологические;

- психофизиологические;

Один и тот же опасный и вредный производственный фактор по природе своего действия может относиться одновременно к различным группам. Следует иметь в виду, что одни опасные факторы могут отрицательно влиять только на человека, осуществляющего технологический процесс (например электрический ток, отлетающие частицы обрабатываемого материала, вращающиеся части производственного оборудования), а другие (например шум, пыль) и на среду, окружающую рабочие места. Некоторые факторы могут оказывать отрицательное влияние на все элементы системы “человек – машина – окружающая среда – предмет труда”. Влияние на одни элементы системы может быть непосредственным (прямым), а на другие косвенным.

Выбор технических средств безопасности должен осуществляться на основе выявления опасных и вредных факторов, специфических для данного технологического процесса, а также изучения особенностей каждого выявленного фактора и зоны его действия (опасной зоны).

ПОВЫШЕННЫЙ УРОВЕНЬ ШУМА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ

Стандарт устанавливает классификацию шума, характеристики и допустимые уровни шума на рабочих местах, шумовым характеристикам машин, механизмов, средств транспорта и другого оборудования и измерениям шума.

По характеру спектра шум следует подразделять на:

- широкополосный с непрерывным спектром шириной более одной октавы;

- тональный, в спектре которого имеются выраженные дискретные тона. 

Тональный характер шума для практических целей (при контроле его 

параметров на рабочих местах) устанавливают измерением в третьоктавных 

полосах частот по превышению уровня звукового давления в одной полосе 

над соседними не менее чем на 10 дБ.

По временным характеристикам шум следует подразделять на:

- постоянный, уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день 

изменяется во времени не более чем на 5 дБА при измерениях на 

временной характеристике “медленно” шумомера по ГОСТ 17187-81.

- непостоянный, уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день 

(рабочую смену) изменяется во времени более чем на 5 дБА при 

измерениях на временной характеристике “медленно” шумомера по 

ГОСТ 17187-81.

Непостоянный шум следует подразделять на:

- колеблющийся во времени;

- прерывистый;

- импульсный.

Допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот и эквивалентные уровни звука в соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 для дежурного диспетчера подстанции 	



	Уровни звукового давления в дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц.

	31,5

	63

	125

	250

	500

	1000

	2000

	4000

	8000

	Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБ

	93

	79

	70

	63

	58

	55

	52

	50

	49

	80

	

	ПОВЫШЕННЫЙ УРОВЕНЬ ВИБРАЦИИ

Вредное действие на работающих оказывает вибрация, возникающая при работе электротехнического оборудования.

Под вибрацией понимается движение точки или механической системы, при котором происходит поочередное возрастание и убывание во времени значений, по крайней мере, одной координаты.

Физическими характеристиками вибрации являются: амплитуда виброперемещения Х, амплитуда колебательной скорости V, амплитуда колебательного ускорения А, частота колебаний F.

Общая вибрация нормируется с учетом свойств источника ее возникновения и подразделяется на транспортную, транспортно-технологическую и технологическую. Наиболее высокие требования предъявляются при проектировании технологической вибрации в помещениях для умственного труда.

На данном рабочем месте гигиенические нормы: технологическая вибрация с источниками вибрации находится в пределах частот от 2 до 63 Гц и =107-92 дБ. В соответствии с ГОСТ 12.1.012-90 данное рабочее место относится к 3 типу “A” комфорт. 	



	Общая

	ЭК В

	1

	2

	4

	8

	16

	31,5

	63

	92

	Технологическая тип “A”

	

	-

	108

	99

	93

	92

	92

	92

	

	
НЕБЛАГОПРИЯТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МИКРОКЛИМАТА

	Воздух производственных помещений должен отвечать определенным требованиям как по чистоте (содержанию вредных веществ), так и по параметрам микроклимата (температура, влажность и скорость движения воздуха). При работе оборудования и ведении технологических процессов в воздух рабочей зоны попадают различные вредные вещества, химические соединения, пыль производственные яды и прочее, в некоторых случаях увеличивается влагосодержание воздуха и его температура. Для нормализации параметров воздушной среды, оказывающих непосредственное отрицательное воздействие на организм человека, одним из самых распространенных методов является вентиляция производственных помещений, заключающаяся в удалении из помещения загрязненного и нагретого воздуха и подаче в него чистого свежего. 

	По виду побудителя движения воздуха вентиляция подразделяется естественную (аэрацию) и механическую. Естественная вентиляция, не требуя затрат энергии, способна перекачивать значительное количество воздуха, однако обладает рядом существенных недостатков: невозможностью очистки приточного и удаляемого воздуха, трудностью в управлении и малой эффективностью работы в летнее время.

	Механическая вентиляция лишена этих недостатков и по способу организации воздухообмена делится на общеобменную и местную, по принципу действия подразделяется на приточную и вытяжную.

	Нормируемые параметры микроклимата:

	

	Время года

	Категория работ, согласовано с ГОСТ 12.1-005-88

	Температура воздуха,

	град. С

	Относительная влажность воздуха, %

	Скорость движения воздуха, м/с.

	

	

	оптимальная

	относительная

	оптимальная

	Холодное

	Теплое

	Легкая-1 б

	Легкая-1 б

	21-23

	22-24

	40-60

	40-60

	0,1

	0,2

	
К категории 1б относятся работы, производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся некоторым физическим напряжением.

НЕДОСТАТОЧНАЯ ОСВЕЩЕННОСТЬ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ

Рациональное освещение производственных помещений и рабочих мест на предприятиях улучшает гигиенические условия труда, повышает культуру производства, оказывает положительное психологическое воздействие на работающих. Правильно организованное освещение способствует не только повышению производительности и качества труда, но одновременно создает благоприятные условия, снижающие утомляемость, уровень производственного травматизма и профессиональных заболеваний. Среди факторов внешней среды, влияющих на организм человека, свет занимает одно из первых мест. Известно что около 90 % процентов всей информации о внешнем мире человек получает через зрительные ощущения. Усталость органов зрения зависит от степени напряженности процессов, сопровождающих зрительное восприятие. 

Освещение производственных помещений характеризуется количественными и качественными показателями.

Количественные показатели: лучистая энергия, лучистый поток, световой поток, сила света, яркость и освещенность.

Качественные показатели: фон, контраст между объектом и фоном, видимость, показатель ослепленности, коэффициент пульсации освещенности и показатель дискомфорта.

На рабочем месте дежурного диспетчера подстанции примерные нормы освещения в соответствии с СНиП 23.05-95




	Искусственное освещение

	Естественное

	освещение

	Совмещенное

	освещение

	Освещенность, Лк.

	КЕО, Ен %

	 При системе

	комбинированного

	освещения

	При

	общем

освещении

	Показатель

	освещенности и коэффициент

	пульсации

	При

верхнем

	

	

	Боковом

	При

	верхнем

	

	

	Боковом

	всего

	в т.ч.

общего

	

	Р

	Кп, %

	

	

	

	

	400

	200

	200

	40

	20

	4

	1,5

	2,4

	0,9

	

	ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ТОК

Анализ производственного травматизма показывает, что из общего числа несчастных случаев на производстве число электротравм составляет 0,5 – 1 %, однако среди несчастных случаев со смертельным исходом на долю электротравм приходится 20 - 40 %, что больше чем по какой – либо другой причине.

Опасность электрического тока в отличие от прочих опасных и вредных производственных факторов усугубляется тем, что человек не обнаруживает на расстоянии с помощью органов чувств грозящую опасность. Реакция человека на электрический ток возникает лишь при прохождении его через организм. Электрический ток оказывает на организм человека термическое, электролитическое, механическое и биологическое воздействие. В соответствии с ГОСТ 12.1.002 - 84:

- предельно допустимый уровень напряженности воздействующего электрического поля (ЭП) устанавливается равным 25 кВ/м.

- пребывание в (ЭП) напряженностью более 25 кВ/м без применения средств защиты не допускается.

- пребывание в (ЭП) напряженностью до 5 кВ/м включительно допускается в течение рабочего дня.

- при напряженности (ЭП) свыше 20 -25 кВ/м время пребывания персонала в нем не должно превышать 10 минут.

Напряженность ЭП на рабочих местах персонала должна измеряться:

- при изменении конструкции электроустановок и стационарных средств защиты от ЭП;

- при применении новых схем коммутации;

- при приемке в эксплуатацию новых установок;

- при организации новых рабочих мест;

- в порядке текущего санитарного надзора – 1 раз в 2 года.

На данном рабочем месте часть помещения в которой находится рабочее место диспетчера имеет напряженность ЭП до 5 кВ/м. Часть помещения в котором находятся шкафы релейной защиты и автоматики, распределительные устройства имеет напряженность ЭП до 25 кВ/м.

ТЯЖЕСТЬ И НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДОВОГО ПРОЦЕССА

Под тяжестью труда понимают степень совокупного воздействия производственных элементов условий труда на функциональное состояние организма человека, его здоровье и работоспособность, на процесс воспроизводства рабочей силы и безопасность труда. Тяжесть труда определяется степенью нагрузки на мышечную систему.

Уровень тяжести на данном рабочем месте можно отнести ко второму классу – допустимый (средняя физическая нагрузка) – условия труда, при которых неблагоприятные факторы не превышают гигиенических нормативов на рабочих местах и не приводят к накоплению утомления.

Напряженность труда – это характеристика трудового процесса, отражающая преимущественную нагрузку на ЦНС, т.е. определяется нервным и психоэмоциональным напряжением, длительностью и интенсивностью интеллектуальной нагрузки.

На данном рабочем месте:

Напряженность труда средней степени.

Содержание работы: решение простых задач по инструкции. 

Восприятие сигналов информации и их оценка: восприятие сигналов с последующей коррекцией действий и операций.

Распределение функций по степени сложности задания: обработка выполнение задания и его проверка.

Характер выполняемой работы: работа по установленному графику с возможной его коррекцией по ходу деятельности.

Сенсорные, эмоциональные нагрузки, монотонность нагрузок, режим работы соответствуют Допустимому классу условий труда в соответствии с 

Р 2.2.755 – 99.

2. Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов

Неблагоприятные параметры климата

Воздухообмен в помещениях должен быть организован так, чтобы заданные условия воздушной среды достигались при минимальном расходе воздуха. Для этого необходимо учитывать закономерности взаимодействия приточных, вытяжных и конвективных струй в помещении, так как они определяют характер движения воздуха в нем. Формируют поля температур и поля концентрации вредных веществ. 

При проектировании общеобменной вентиляции необходимый воздухообмен определяют из условия разбавления вредностей чистым воздухом до предельно – допустимых концентраций. Необходимое количество воздуха при расчете вентиляции определяют следующими методами:

- по количеству воздуха на одного человека;

- по кратности воздухообмена.

При вентиляции должен очищаться как приточный воздух, так и удаляемый из помещения. Способ очистки и вид очистной аппаратуры выбирают с учетом таких факторов, как влажность воздуха, температура, степень загрязнения и требуемая степень очистки, свойства пыли (сухая, липкая, гигроскопичная, волокнистая), размеры частиц пыли (степень эксперсности).

К современным системам отопления предъявляются следующие основные требования:

- санитарно – гигиенические (они должны создавать благоприятные микроклиматические условия труда и здоровья человека);

- производственные (должны обеспечивать условия для нормального хода технологического процесса и выпуска высококачественной продукции);

- эксплуатационные (не должны разрушать строительных конструкций, особенно из-за сырости;

- экономические (расходы на устройство и ежедневную эксплуатацию систем должны быть наименьшими).

Повышенный уровень шума на рабочем месте.

Шум наиболее радикально может быть снижен звукоизолирующими преградами в виде стен, перегородок, перекрытий, специальных изолирующих кожухов, экранов.

Принцип звукоизоляции заключается в том, что большая часть падающей на ограждение звуковой энергии отражается и лишь незначительная часть ее проникает через ограждение.

Должны применяться следующие меры по снижению шума:

- разработка шумобезопасной техники;

- применение средств и методов коллективной защиты по ГОСТ 12.4.029-80.

- применение средств индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051- 87.

На предприятиях должен быть обеспечен контроль уровней шума на рабочих местах не реже одного раза в год.

Недостаточная освещенность рабочей зоны.

Для освещения помещений следует использовать, как правило, наиболее экономичные разрядные лампы. Использование ламп накаливания для общего освещения допускается только в случаях невозможности или технико-экономической нецелесообразности использования разрядных ламп.

Для местного освещения кроме разрядных источников света следует использовать лампы накаливания, в т.ч. галогенные. Выбор источников света по цветовым характеристикам следует производить на основании приложения 

СНиП 23-05-95.

Применение ксеноновых ламп внутри помещений не допускается. В цехах с полностью автоматизированным технологическим процессом следует предусматривать освещение для наблюдения за работой оборудования, а также дополнительно включаемые светильники общего и местного освещения. Для обеспечения необходимой освещенности при ремонтно- наладочных работах показатель ослепленности от светильников общего пользования (не зависимо от системы освещения) не должен превышать установленных значений.

Повышенное значение напряжения в электрической цепи,

замыкание которой может произойти через тело человека.

Одной из основных мер электробезопасности на производстве является устройство защитного заземления. Защитное заземление – это преднамеренное соединение с землей металлических частей электрооборудования, не находящихся нормально под напряжением, но в случае пробоя изоляции на корпус, могущих оказаться под напряжением. Защитное заземление устанавливают согласно действующим ПУЭ в трехфазных, трехпроводных сетях с напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью и выше 1 кВ с любым режимом нейтрали. Заземляющие устройства установок с напряжением до 1кВ и выше могут выполняться общими и раздельными.

В установках с напряжением до 1 кВ, расположенных вблизи друг от друга, следует применять общее заземляющее устройство.

Если в сети с напряжением выше 1 кВ, связанной через трансформатор с сетью напряжением до 1 кВ, отсутствует глухое заземление фазы или нейтрали, то для электроустановок, питающихся от этих сетей, следует дать общее заземляющее устройство.

Если сеть с напряжением выше 1 кВ имеет глухозаземленную нейтраль или фазу, то заземляющее устройство электроустановок с напряжением до 1 кВ и выше выполняется раздельным.

3. Расчет заземляющего устройства ПГВ.

Данный расчет произведен ранее в пункте 13 “ Молниезащита и заземление”.

4.Пожарная безопасность.

Категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий определяется для наиболее неблагоприятного в отношении пожара или взрыва периода, исходя из вида находящихся в аппаратах и помещениях горючих веществ и материалов их количества и пожароопасных свойств. Согласно 

НПБ-105-95 определяем категорию помещения.

В соответствии с вышеизложенным выбираем категорию “Д”- негорючие вещества и материалы в холодном состоянии.


Заключение



Спроектированная система электроснабжения завода тяжелого машиностроения имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередачи длиной 9,7 км напряжением 110 кВ. в качестве пункта приема электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 25 000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжения 6 кВ по кабельным линиям. Распределительные пункты в системе распределения отсутствуют.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса. В качестве расчетной нагрузки по заводу в целом приняли нагрузку, определенную методом коэффициента спроса SМ = 21755 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приема электроэнергии. ПГВ был пристроен к цеху №6. На основании технико-экономического расчета было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТРДН-25 000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Было выбрано рациональное напряжение распределения электроэнергии 6 кВ. На территории завода расположены 15 КТП с расстановкой БСК.

Питание цехов осуществляется кабельными линиями. Расположенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведен расчет токов короткого замыкания в трех точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 6 кВ, 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведен расчет самозапуска двигателей 6 кВ. был произведен расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчет молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надежности, экономичности.

	
Литература

	

			Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1987 –363 с.

			Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под общей ред. Федорова А.А. и Сербиновского Г.В. – 2-е изд, перераб. и доп. М.: «Энергия»,1980 –576 с.

			Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е., Зименкова М.Г., Смирнова А.Г. – М.: 1990

			Методические указания по выбору силовых трансформаторов для сквозного курсового и дипломного проектирования по специальности 0303.

			Правила устройства электроустановок, Минэнерго, Москва, Энергоатомиздат, 1986 – 527 с.

			Диев С.Г., Сюсюкин А.Н. Методическое указание для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий, Омск, 1984.

			Неклипаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материала для курсового и дипломного проектирования. М.:, Энергоатомиздат, 1985.

			Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13Б. Расчеты М.: Энергоатомиздат, 1985

			Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13А Схемы. М.: Энергоатомиздат, 1985

			Шкаруба М.В. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. Методическое указание. Омск, 1995.