Проектирование системы электроснабжения завода по изготовлению станков

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Проектирование системы электроснабжения завода

по изготовлению станков

Аннотация

Пояснительная записка содержит 127 страниц, в том числе 13 рисунков, 57 таблиц. Графическая часть выполнена на 6 листах формата А1.

В данном проекте произведен расчет электроснабжения завода по изготовлению станков. Подробно рассмотрены следующие разделы: особенности технологического процесса и характеристика потребителей, расчет электрических нагрузок, выбор источников питания и схемы распределительных сетей, выбор мощности трансформаторов, расчет компенсации реактивной мощности, выбор кабельных линий распределительной сети предприятия, расчет токов короткого замыкания и проверка кабельных линий на электротермическое действие ТКЗ, выбор главной схемы электрических соединений и конструктивного исполнения ГПП, выбор и проверка электрических аппаратов, шин и проводов воздушных ЛЭП, расчет заземления и молниезащиты ГПП.

В экономическом разделе осуществлены технико-экономическое сравнение и оценка эффективности инвестиционных проектов вариантов схем распределительной сети предприятия.

В разделе релейной защиты произведен расчет защиты цеховых трансформаторных подстанций автоматическими выключателями и плавкими предохранителями, двухступенчатой защиты кабельной линии, дифференциальной и газовой защиты трансформатора ГПП.

Раскрыты вопросы по безопасности труда на заводе.

Отдельно рассмотрена специальная часть вопроса.

Содержание

Введение …………………………………………………………………………..

1 Общая характеристика предприятия ………………………………………....

1.1 Особенности технологического процесса ………………………………….

1.2 Характеристика потребителей и окружающей среды производственных помещений.………………………………………………………………………..

2 Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В по методу коэффициента спроса………………………………………………………………….

3 Определение расчетных осветительных нагрузок ………………………….

3.1 Определение осветительных нагрузок по цехам предприятия…………..

3.2 Определение нагрузок наружного освещения территории завода ……….

4 Определение суммарной низковольтной силовой и осветительной нагрузки предприятия…………………………………………………………………….

5 Определение расчетных нагрузок предприятия выше 1000 В…………….

6 Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом…..

7 Выбор источников питания и их места расположения……………………...

7.1 Выбор источников питания………………………………………………...

7.2 Построение картограммы электрических нагрузок……………………….

8 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, цеховых подстанций, их места расположения и конструктивного исполнения………………………….

8.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП………………………….

8.2 Проверка выбранных трансформаторов ЦТП на «пропускную» способность……………………………………………………………………………….

8.3 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку………………….

8.4 Выбор типа цеховых ТП, их компоновки и конструктивного исполнения

8.5 Выбор числа, типа и мощности трансформаторов ГПП………………….

8.6 Выбор мощности трансформаторов ГПП…………………………………..

8.7 Проверка трансформатора ГПП на систематическую перегрузку……….

8.8 Проверка трансформатора ГПП на аварийную перегрузку……………….

9 Компенсация реактивной мощности………………………………………….

9.1 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройств…………………………………………

10 Выбор конструктивного исполнения питающей и распределительной сети промышленного предприятия…………………………………………………….

11 Определение сечений воздушных и кабельных линий…………………….

11.1 Расчет питающей сети…………………………………………………….…

11.2 Выбор кабельных линий распределительной сети………………………..

11.3 Расчет кабельных линий напряжением 10 кВ…………………………….

12 Расчет токов короткого замыкания и проверка кабельных линий на электротермическое действие токов короткого замыкания…………………..

12.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания………………………….

12.2 Проверка кабельных линий 10 кВ на электротермическое действие

Лист

токов короткого замыкания………………………………………………………

13 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений ГПП....

14 Определение времени короткого замыкания и теплового импульса……..

14.1 Определение времени короткого замыкания……………………………..

14.2 Определение теплового импульса…………………………………………..

15 Выбор оборудования подстанции на напряжении 110 кВ…………………..

15.1 Проверка питающей линии ………………………………………………...

15.2 Выбор и проверка разъединителя…………………………………………..

15.3 Выбор высокочастотного заградителя……………………………………..

15.4 Выбор подвесных изоляторов……………………………………………..

15.5 Выбор ограничителя перенапряжений……………………………………..

15.6 Выбор и проверка высоковольтного выключателя………………………..

15.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока……………....

15.8 Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора ………………....

16 Выбор и проверка оборудования на стороне низкого напряжения………...

16.1 Выбор и проверка шинного моста………………………………………....

16.2 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки…………..

16.3 Выбор и проверка проходных изоляторов………………………………..

16.4 Выбор ячейки ввода………………………………………………………...

16.5 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки ввода………………...

16.6 Выбор и проверка сборных шин…………………………………………..

16.7 Выбор и проверка опорных изоляторов внутренней установки………..

16.8 Выбор ячейки секционного выключателя………………………………....

16.9 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки секционного выключателя……………………………………………………………………….

16.10 Выбор трансформатора тока отходящей кабельной линии…………...

16.11 Выбор ячейки отходящей линии………………………………………….

16.12 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки отходящей линии…...

16.13 Выбор и проверка трансформатора напряжения………………………..

17 Собственные нужды подстанции……………………………………………..

17.1 Выбор трансформатора СН………………………………………………..

17.2 Выбор предохранителей для защиты трансформатора СН………….....

18 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

18.1 Расчёт капитальных затрат на кабельные линии………………………....

18.2 Расчёт капитальных затрат на сооружение подстанций и распределительных пунктов……………………………………………..……..

18.2.1 Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций

18.2.1.1 Стоимость монтажа трансформаторных подстанций………………..

18.2.1.2 Стоимость оборудования трансформаторных подстанций…………..

18.2.2 Капитальные затраты на сооружение распределительных устройств

18.2.2.1 Капитальные затраты на сооружение зданий ЗРУ ГПП……………..

18.2.2.2 Капитальные затраты на оборудование ЗРУ и его монтаж…………..

18.3 Определение суммарных капитальных вложений………………………....

18.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов………………….

18.4.1 Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии…………………….

18.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала……………………….

18.4.3 Отчисления страховых взносов во внебюджетные фонды………….....

18.4.4 Отчисления на страхование от несчастных случаев на производстве...

18.4.5 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения……………………………………………………………………………….....

18.4.6 Затраты на ремонт строительной части…………………………………..

18.4.7 Отчисления на обязательное страхование имущества…………………..

18.4.8 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов………..

18.4.9 Общесетевые расходы……………………………………………………..

18.4.10 Прочие расходы……………………………………………………….….

18.4.11 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов…………………….……………………………………………...

18.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении....

18.6 Годовые приведенные затраты……………………………………………..

18.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта………………………..

19 Релейная защита………………….…………………………………………....

19.1 Выбор автоматов QF2, QF1 и расчёт их защитных характеристик……..

19.1.1 Расчет уставок секционного автомата QF2……………………………..

19.1.2 Расчет уставок вводного автомата QF1………………………………....

19.2 Выбор плавких вставок предохранителей F………………………………..

19.3 Расчёт защит кабельной линии ГПП – ТП-4……………………………...

19.3.1 Расчёт двухступенчатой защиты от КЗ кабельной линии ГПП – ТП-4

19.3.2 Расчет защиты от замыканий на землю линии ГПП – ТП-4…………...

19.3.3 Резервирование при отказе выключателя (УРОВ)……………………...

19.4 Расчёт защит трансформатора ГПП………………………………………...

19.4.1 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора ГПП……………..

19.4.2 Газовая защита трансформатора ГПП…………………………………...

105

20 Безопасность труда…………………………………………………………....

105

20.1 Анализ производственного травматизма и профессиональных заболеваний, классификация их причин…………………………………………………..

105

20.2 Требования безопасности, предъявляемые к конструкциям оборудования

107

20.3 Безопасность устройства и эксплуатации машин и механизмов………..

107

20.4 Организация рабочего места электромонтера……………………………..

108

20.5 Требования безопасности перед началом работы………………………..

109

20.6 Требования безопасности во время работы…………………………….….

110

20.7 Требования безопасности в аварийных ситуациях……………………….

112

20.8 Требования безопасности по окончании работы………………………....

113

20.9 Электрозащитные средства и предохранительные приспособления……..

113

20.10 Расчет заземления и молниезащиты ГПП………………………………..

114

21 Сухие силовые трансформаторы……………………………………………...

118

Заключение………………………………………………………………………...

124

Список использованных источников…………………………………………….

125

Лист

Введение

В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Основное достоинство электрической энергии - относительная простота производства, передачи, дробления, преобразования.

Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

Задача электроснабжения промышленного предприятия возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Электрические сети промышленных предприятий в сочетании с источниками и потребителями электроэнергии становятся заводскими электрическими системами, устройство и развитие которых, как подсистем, следует рассматривать в единой связи с развитием всей энергетической системы в целом.

Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии, так как расходуют до 67% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии.

Система электроснабжения промышленных предприятий, состоящая из сетей напряжением до 1 кВ и выше, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества в виде переменного тока, однофазного или трехфазного, при различных частотах и напряжениях, и постоянного тока.

СЭС промышленного предприятия является подсистемой энергосистемы, обеспечивающей комплексное электроснабжение промышленных, транспортных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей данного района. Энергосистема в свою очередь рассматривается как подсистема ЕЭС страны. Система электроснабжения предприятия является подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определенные требования к электроснабжению.

Стоимость электроэнергии, например в машиностроении, составляет только 2-3% себестоимости продукции, в энергоемких отраслях, таких как электролиз, электрометаллургия и другие – 20-35% себестоимости продукции. Перерывы в электроснабжении могут привести к значительным ущербам для народного хозяйства, а в некоторых случаях к авариям, связанным с человеческими жертвами и выходом из строя дорогостоящего оборудования.

Каждое промышленное предприятие находится в состоянии непрерывного развития: вводятся новые производственные площади, повышается использование существующего оборудования или старое оборудование заменяется новым, более производительным и мощным, изменяется технология и т.д. СЭС промышленного предприятия (от ввода до конечных приемников электроэнергии) должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологий, рост мощности предприятия и изменение производственных условий. Это отличает систему распределения электроэнергии на предприятиях от районных энергосистем, где процесс развития также имеет место, однако места потребления электроэнергии и формы её передачи более стабильны.

Для современных предприятий, особенно машиностроительных, характерна динамичность технологического процесса, связанная с непрерывным введением новых методов обработки, нового оборудования, переналадки его, а также непрерывного изменения и усовершенствования самой модели изделия. Поэтому следует стремиться к созданию предприятия, обладающего достаточной гибкостью, которая позволяет с наименьшими потерями осуществить перестройку производства при изменении программы или модернизации выпускаемых изделий, внедрении новейших технологических процессов и современного оборудования, а также при автоматизации производства.

Опыт строительства и освоения новых предприятий, показал, что не только планировка, но и конструкция зданий должна удовлетворять условиям гибкости технологического процесса; требуется, чтобы здания и подсобные помещения позволяли расширить производство без его перерыва, а переход от освоения одного изделия к освоению нового не требовал капитального переустройства. Требования гибкости предъявляются к строительной части предприятий, к технологическому и вспомогательному оборудованию, к системам электроснабжения, водоснабжения и т.д.

Как для создания высококачественного электропривода требуется совместная работа электрика и технолога-конструктора приводимой машины, так и для создания надлежащей СЭС предприятия требуется тщательная совместная работа проектировщиков-технологов, электриков и строителей. Тщательное изучение условий производства позволяет инженеру при проектировании избежать перерасхода дефицитных электрооборудования и электроматериалов, а также обеспечить надежное экономичное электроснабжение, отвечающее условиям данного производства.

Задачей дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения завода по изготовлению станков, выбор электрооборудования и материалов для ее формирования, выбор главной понизительной подстанции (ГПП), расчет релейной защиты и автоматики (РЗА), расчет экономической эффективности инвестиционного проекта системы электроснабжения.

1 Общая характеристика предприятия

1.1 Особенности технологического процесса

Завод по изготовлению станков включает в себя множество цехов, которые взаимосвязаны между собой и формируют технологический процесс. Они подразделяются на основные, обслуживающие, вспомогательные.
Основные процессы, связанные с непосредственным изготовлением основной продукции, протекают в заготовительных, обрабатывающих и сборочных цехах заводов.
Литейные цехи являются заготовительной базой станкостроительных предприятий, в них протекает ряд следующих процессов, таких как: изготовление форм из жаропрочных материалов и стержней, плавка металла, сборка и заливка форм, освобождение отливок из форм, удаление стержней, очистка литья и т.п.
Обработка металла давлением относится к числу высокопроизводительных технологических процессов. Эти процессы протекают в кузнечном цеху, причем металл обрабатывается давлением, свободной ковкой или штамповкой. Процессы горячей штамповки и ковки занимают ведущее место в технологическом цикле изготовления многих изделий. Кузнечный цех имеют в своем составе отделения молотов, прессов и термические.
Основным видом обработки является механическая. По трудоемкости в серийном производстве удельный вес механической обработки может достигать 40-60%. Оборудование для механической обработки концентрируют обычно в специализированных механических цехах или механических отделениях ремонтно-механических цехов.
В термических цехах машиностроительной промышленности происходят сложные процессы термической и химико-термической обработки: цементация, цианирование, закалка металла и его отпуск. Для термической обработки изделий применяют следующее оборудование: печи-ванны, нагревательные печи, механизированные агрегаты, установки для индукционного нагрева и охлаждающие устройства.
Каждые цеха имеют вспомогательные отделения и складские помещения.
Технологический процесс производства продукции состоит из следующих операций:
Заготовка деталей (литье, ковка, штамповка из прокатного материала);
Обработка заготовок на металлорежущих станках для получения деталей с окончательными размерами и формами;
Ручная слесарная обработка и подгонка деталей к месту постановки (за исключением массового производства);
Сборка узлов и агрегатов, т.е. соединение отдельных деталей в узлы, а узлов соответственно в агрегаты и механизмы;
Окончательная сборка всей машины (изделии);
Регулирование и испытание машины;
Окраска и отделка машины;
Контроль продукции после каждой операции.
1.2 Характеристика потребителей и окружающей среды производственных помещений

На промышленных предприятиях существует необходимость разделения помещений по категориям надежности, во избежание перерыва электроснабжения и остановки технологического процесса, а также их различие по классам пожаро/взрывоопасности. Многие предприятия используют в процессе производства горючие и легковоспламеняющиеся вещества, а также кислоты и другие вещества, неосторожное обращение с которым может привести к авариям и нечастным случаям.
Характеристика потребителей и помещений приводится в виде таблицы 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристика производственных помещений по особенностям производственной среды и надежности потребителей
№ на плане Наименование цеха Установ-ленная мощность
PН, кВт Взрыво и пожаро-опасность Производст-венная среда Категория надежности
1 Заводоуправление 110 Нормальная III
2 Столовая 240 Нормальная III
3 Гараж 40 Пыльная III
4 ЦЗЛ 800 Нормальная II
5 Инструментальный цех 1100 Нормальная II
6 Термический цех 1250 Жаркая II
7 Литейный цех 420 Жаркая I
Литейный цех (10 кВ) 1700 I
8 Насосная 90 Влажная I
Насосная (10 кВ) 1300 I
9 Компрессорная 120 Нормальная II
Компрессорная (10 кВ) 2600 II
10 Цех электрооборудования 350 П2а Нормальная II
11 Склад готовой продукции 60 Нормальная III
12 Сборочный цех 620 Нормальная II
13 Кузнечный цех 750 Нормальная II
14 Ремонтно-механический цех 700 Нормальная III
15 Склад оборудования 70 Нормальная III

2 Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В по методу коэффициента спроса

Расчетная нагрузка определяется по формулам:

P_рс=К_с∙P_н, (2.1)
Q_рс=P_рс∙tgφ, (2.2)

S_рс=√(〖P_рс〗^2+〖Q_рс〗^2 ), (2.3)

где Кс – коэффициент спроса [5];
Рн – номинальная мощность цеха, указываемая в исходных данных;
tg φ – соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Для цеха №1 – Заводоуправление:

P_рс=0,5∙110=55 кВт,

Q_рс=55∙0,75=41,25 кВАр,

S_рс=√(〖55〗^2+〖41,25〗^2 )=68,75 кВА.

Расчеты для остальных цехов аналогичны, результаты расчетов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Расчетные силовые нагрузки 0,4 кВ

№
Наименование потребителей Исходные
данные Определяемые параметры
Рн, кВт По справочным данным По расчету
Кс Cosφ/tg φ Ррс, кВт Qрс, кВАр Sрс,кВА
1 Заводоуправление 110 0,5 0,8/0,75 55 41,25 68,75
2 Столовая 240 0,45 0,9/0,48 108 52,31 120,00
3 Гараж 40 0,25 0,7/1,02 10 10,20 14,29
4 ЦЗЛ 800 0,5 0,7/1,02 400 408,08 571,43
5 Инструментальный цех 1100 0,5 0,65/1,17 550 643,02 846,15
6 Термический цех 1250 0,6 0,75/0,88 750 661,44 1000
7 Литейный цех 420 0,55 0,8/0,75 231 173,25 288,75
8 Насосная 90 0,75 0,8/0,75 67,5 50,63 84,38
9 Компрессорная 120 0,75 0,85/0,62 90 55,78 105,88
10 Цех электрооборудования 350 0,3 0,65/1,17 105 122,76 161,54
11 Склад готовой продукции 60 0,35 0,8/0,75 21 15,75 26,25
12 Сборочный цех 620 0,5 0,75/0,88 310 273,39 413,33
13 Кузнечный цех 750 0,25 0,65/1,17 187,5 219,21 288,46
14 РМЦ 700 0,5 0,65/1,17 350 409,20 538,46
15 Склад оборудования 70 0,25 0,65/1,17 17,5 20,46 26,92
Итого 3252,5 3156,7 4554,6
3 Определение расчетных осветительных нагрузок

3.1 Определение осветительных нагрузок по цехам предприятия

Для определения полной нагрузки завода нужно знать нагрузку от освещения. Эта нагрузка для любого цеха определяется с помощью метода удельной мощности освещения на единицу площади освещаемой поверхности по формуле:

P_роi=P_удоi∙F_i, (3.1)

где P_роi – удельная мощность осветительной нагрузки i-го цеха;
Fi – площадь i-го цеха.

Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от конструкции светильников, типа ламп, высоты помещения, величины минимальной освещенности, площади помещения, а также от коэффициентов отражения от потолка, стен, рабочих поверхностей, индекса помещения.
В цехах 1,2,3,4,8,9 выбираем люминесцентные лампы с электронным пускорегулирующим аппаратом cosφ=0,95. Для остальных цехов и территории завода освещение будет выполняться лампами ДРЛ cosφ=0,85.
Расчет приводится для цеха №1 – Заводоуправление.
В соответствии с разрядом зрительных работ принимается минимальная освещенность: Еmin=200 лк [3].
Площадь помещения: F=153,5•28,5=4386,7 м2 (по плану).
Тип лампы: ЛЛ с КСС Д1 в светильнике ЛПО 46.
Удельная мощность Рудо =7,5 Вт/м2 [8].
P_ро1=7,5∙4386,7=32,9 кВт,

Q_ро1=32,9∙0,33=10,8 кВАр,

S_ро1=√(〖32,9〗^2+〖10,8〗^2 )=34,6 кВА.

Расчет для остальных цехов аналогичен, результаты сведены в таблицу 3.1.

3.2 Определение нагрузок наружного освещения территории завода

Определение осветительной нагрузки территории завода также определяется по удельным показателям, Р_удо=0,2 Вт/м^2 [3]. Результат расчета вносится в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Расчетные осветительные нагрузки

№ Наименование потребителей Площадь помещения Удельная мощность Расчётная мощность освещения
F, м2 Pудо, Вт/м2 cosφ tgφ Ppо,
кВт Qpо,
кВАр Spо, кВА
1 Заводоуправление 4386,7 7,5 0,95 0,33 32,90 10,81 34,63
2 Столовая 6299,5 12 0,95 0,33 75,59 24,85 79,57
3 Гараж 6210,2 7 0,95 0,33 43,47 14,29 45,76
4 ЦЗЛ 7676,7 15 0,95 0,33 115,15 37,85 121,21
5 Инструментальный цех 21550,9 10 0,85 0,62 215,51 133,56 253,54
6 Термический цех 13555,4 9 0,85 0,62 122,00 75,61 143,53
7 Литейный цех 13555,4 12 0,85 0,62 162,67 100,81 191,37
8 Насосная 15302,4 8 0,95 0,33 122,42 40,24 128,86
9 Компрессорная 10418,4 8 0,95 0,33 83,35 27,39 87,73
10 Цех электрооборудования 50561,8 12 0,85 0,62 606,74 376,02 713,81
11 Склад готовой продукции 22188,6 2 0,85 0,62 44,38 27,50 52,21
12 Сборочный цех 11476,8 10 0,85 0,62 114,77 71,13 135,02
13 Кузнечный цех 11706,4 10 0,85 0,62 117,06 72,55 137,72
14 РМЦ 14588,3 10 0,85 0,62 145,88 90,41 171,63
15 Склад оборудования 46417,4 2 0,85 0,62 92,83 57,53 109,22
16 Освещение территории 632104,8 0,2 0,85 0,62 126,42 78,35 148,73
Итого: 2221,2 1238,9 2554,6

4 Определение суммарной низковольтной силовой и осветительной нагрузки предприятия

Расчетная нагрузка любого цеха складывается из силовой и осветительной нагрузок по формуле:
P_рцi=P_рсi+P_роi. (4.1)
Расчетные силовые и осветительные нагрузки цехов берутся соответственно из таблиц 2.1 и 3.1. Расчет приводится для одного из цехов, остальные расчеты сводятся в таблицу 4.1.
Для цеха №1:
Из таблицы 2.1: Ррс1=55 кВт; Qрс1=41,3 кВАр.
Из таблицы 3.1: Рро1=32,9 кВт; Qро1=10,8 кВАр.
P_рц1=55+32,9=87,9 кВт,

Q_рц1=41,3+10,8=52,1 кВАр,

S_рц1=√(〖87,9〗^2+〖52,1〗^2 )=102,2 кВА.
Таблица 4.1 – Суммарная цеховая нагрузка ниже 1000 В

№ Наименование цеха Расчетные нагрузки
силовые осветительные суммарные
Ррс, кВт Qрс, кВАр Рро, кВт Qро, кВАр Ррц,
кВт Qрц, кВАр Sрц,
кВА
1 Заводоуправление 55 73,33 18,144 5,96 73,14 79,297 107,88
2 Столовая 108 52,3 22,464 7,38 130,46 59,69 143,47
3 Гараж 10 10,2 13,31 4,37 23,31 14,575 27,49
4 ЦЗЛ 360 317,49 31,75 10,43 391,75 327,93 510,89
5 Инструментальный цех 600 701,48 89,856 55,68 689,86 757,16 1024,3
6 Термический цех 1080 952,47 36,29 22,48 1116,3 974,96 1482,1
7 Литейный цех 231 173,25 60,48 37,48 291,48 210,73 359,68
8 Насосная 67,5 50,625 17,28 5,679 84,78 56,305 101,77
9 Компрессорная 90 55,77 12,25 4,025 102,25 59,802 118,45
10 Цех электрооборудования 75 87,68 241,92 149,9 316,92 237,61 396,10
11 Склад готовой продукции 21 15,75 13,93 8,63 34,93 24,38 42,60
12 Сборочный цех 310 273,39 47,52 29,45 357,52 302,84 468,55
13 Кузнечный цех 182,5 213,36 44,064 27,31 226,56 240,67 330,54
14 РМЦ 363 424,39 64,8 40,16 427,80 464,55 631,52
15 Склад оборудования 17,5 20,46 33,87 20,99 51,37 41,45 66,01
16 Территория завода 147,63 91,49 147,63 91,495 173,69
Итого: 4466,06 3943,47 5985,1

5 Определение расчетных нагрузок предприятия выше 1000 В

Приемники напряжением выше 1000 В учитываются отдельно. В качестве таких ЭП рассматриваются индукционные печи (цех №7) и синхронные двигатели (цеха № 8, 9) напряжением 10 кВ.
Расчет ведется по формуле:

P_рi=К_з∙Р_нi∙n, (5.1)

где Кз – коэффициент загрузки ЭП;
Р_нi - номинальная мощность ЭП, кВт;
n – число ЭП.

Для цеха №7 выбираются индукционные плавильные печи марки ИЧТ-2,5/1С4 в количестве 2 штук с техническими данными: cosφ=0,85; Кз=0,85÷0,9; Рн = 1000 кВт [33].

P_р7=0,85∙1000∙2=1700 кВт,

Q_р7=1700∙0,62=1053,6 кВАр.

Для цеха №8 выбираются СД марки СТДМ-800-23УХЛ4 в количестве 2 штук с техническими данными: cosφ=-0,9; Рн =800 кВт [32].

Для цеха №9 выбираются СД марки СТДМ-1250-23УХЛ4 в количестве 2 штук с техническими данными: cosφ=-0,9; Рн = 1250 кВт [32].
Результаты расчета сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 – Расчетные нагрузки ЭП выше 1000 В
№ Наименование цеха Рн,
кВт Число ЭП КЗ cosφ tg φ Расчетные величины
P_р, кВт Q_р,
квар S_р,
кВА
7 Литейный цех 1000 2 0,85 0,85 0,62 1700 1053,6 2000,0
8 Насосная 800 2 0,8 -0,9 -0,48 1280 -619,9 1422,2
9 Компрессорная 1250 2 0,8 -0,9 -0,48 2000 -968,6 2222,2
Итого: 4980 -535 5644,4

6 Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом

Определение суммарной мощности по предприятию в целом осуществляется с учетом потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах, а также с учетом коэффициента разновременности максимумов электрических нагрузок по формуле:

P_рз10кВ=〖(∑▒P_рцi )〗_0,4кВ∙К_рм+〖∆P〗_(л,т)+∑▒P_р10кВ , (6.1)

где Ррз – суммарная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП;
∑▒P_рцi – суммарная расчетная нагрузка цехов завода напряжением ниже 1000В (из таблицы 4.1);
Крм – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок. Крм = 0,8÷1;
〖∆P〗_(л,т) – потери активной мощности в линиях и трансформаторах;
∑▒P_р10кВ – суммарная нагрузка в/в ЭП (из таблицы 5.1).

Аналогично определяется суммарная реактивная мощность предприятия:

Q_рз10кВ=〖(∑▒Q_рцi )〗_0,4кВ∙К_рм+〖∆Q〗_(л,т)+∑▒Q_р10кВ . (6.2)

Поскольку схема электроснабжения еще не выбрана, не определены количества и мощности трансформаторов на подстанциях, а также их местоположение, потери мощности в линиях и трансформаторах определяются по приближенным формулам:
〖∆P〗_т≈0,02∙∑▒S_рц0,4кВ , (6.3)

〖∆Q〗_т≈0,1∙∑▒S_рц0,4кВ , (6.4)

〖∆P〗_л≈0,03∙∑▒P_рц , (6.5)

〖∆Q〗_л≈0,03∙∑▒Q_рц . (6.6)

P_рз10кВ=0,9∙5473,65+(0,02∙7020,14+0,03∙5473,65)+4980=10210,9 кВт,

Q_рз10кВ=0,9∙4395,6+(0,1∙7020,14+0,03∙4395,6)-535,1=4254,9 кВАр,

S_рз=√(〖10210,9〗^2+〖4254,9〗^2 )=11062 кВА.

7 Выбор источников питания и их места расположения

7.1 Выбор источников питания

В качестве источника питания на предприятии применяется главная понизительная подстанция (ГПП). ГПП размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных питающих линий. Питание ГПП от сетей энергосистемы выполняется по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания.
Для питания цеха напряжением 0,4 кВ устанавливаются цеховые трансформаторные подстанции. Питание ЦТП осуществляется кабельными линиями 10 кВ от шин низкого напряжения ГПП.

7.2 Построение картограммы электрических нагрузок

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов, а именно:

P_i=π∙r_i^2∙m, (7.1)

где Рi – мощность i-го цеха (из таблицы 4.1);
ri – радиус круга, r_i=√(P_i⁄((π∙m)));
m – масштаб для определения площади круга.

За центр электрических нагрузок (ЦЭН) цеха принимают центр тяжести фигуры (цеха) в плане и нахождении ЦЭН сводится к определению центра тяжести масс. Используя аналогию между массами и электрическими нагрузками цехов Рi, координаты ЦЭН Х и Y определяются из соотношений:

, (7.2)

, (7.3)

где Рi – расчетная нагрузка i-го цеха;
Хi и Yi – его координаты.

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора α определяется из соотношения активных расчетных силовых Ррс и осветительных нагрузок Рро цехов, (Ррц=Ррс+Рро).

α_i^0=(P_роi⁄P_рцi )∙〖360〗^0. (7.4)

Для цеховой нагрузки 0,4 кВ m=0,1 кВт/мм2, для цеховой нагрузки 10 кВ m=0,5 кВт/мм2
Для цеха №1:

r_1=√(87,9⁄((3,14∙0,1)))=16,73 мм,

α_i^0=(132,9⁄87,9)∙〖360〗^0=〖134,7〗^0.

Для остальных цехов расчет ведется аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 – Расчет радиусов для картограммы

№ Наименование цеха Координаты i-го цеха Расчётная нагрузка цехов ниже 1 кВ Расчётная высоко-вольтная нагрузка ЦЭН Радиус круга низко-вольтной нагрузки Угол сектора освещения Радиус круга высоко-вольтной нагрузки
Xi, м Yi, м Pрц, кВт Pр10кВ, кВт XЦЭН, м YЦЭН, м
1 Заводоуправление 880 720 87,9 657 330 16,73 134,7
2 Столовая 720 700 183,6 24,18 148,2
3 Гараж 1080 620 53,5 13,05 292,7
4 ЦЗЛ 980 600 515,2 40,50 80,5
5 Инструментальный цех 780 480 765,5 49,38 101,3
6 Термический цех 705 150 872,0 52,70 50,4
7 Литейный цех 880 150 393,7 1700,00 35,41 148,8 32,91
8 Насосная 990 400 189,9 1280,00 24,59 232,1 28,55
9 Компрессорная 575 190 173,3 2000,00 23,50 173,1 35,69
10 Цех электрооборудования 440 440 711,7 47,61 306,9
11 Склад готовой продукции 160 240 65,4 14,43 244,4
12 Сборочный цех 240 100 424,8 36,78 97,3
13 Кузнечный цех 200 570 304,6 31,14 138,4
14 РМЦ 425 190 495,9 39,74 105,9
15 Склад оборудования 1050 160 110,3 18,75 302,9

8 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП, цеховых подстанций, их места расположения и конструктивного исполнения

8.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП

Распределение потребителей электроэнергии напряжением до 1000 В между цеховыми трансформаторными подстанциями (ТП) показано на рисунках 1 и 2.
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения (таблица 1.1) и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1000 В (рисунок 1 и 2). Количество трансформаторов на ЦТП принимается в зависимости от категорийности:
- два трансформатора для потребителей I и II категорий;
- один трансформатор – для потребителей III категории.

Рисунок 1 – 1 вариант схемы питания трансформаторных подстанций и электроприемников напряжением 10 кВ

Мощность цеховых трансформаторов следует определять по среднесменной потребляемой мощности за наиболее загруженную смену:

S_(ор.т)=S_∑▒рц/(K_з∙n), (8.1)

где S_(ор.т) – ориентировочная мощность трансформатора;
S_∑▒рц – суммарная расчетная мощность цехов, питающихся от ТП (таблица 4.1);
K_з - коэффициент загрузки трансформаторов;
n – число трансформаторов цеховой подстанции.
Согласно [3] величина Кз может быть принята:
а) Кз = 0,65 - 0,7 при преобладании нагрузок I и II категорий;
б) Кз= 0,7 - 0,8 при преобладании нагрузок II категории;
в) Кз = 0,9 - 0,95 при преобладании нагрузок II категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории при однотрансформаторных подстанциях.

Рисунок 2 – 2 вариант схемы питания трансформаторных подстанций и электроприемников напряжением 10 кВ

Расчет приводится для ТП-1.
От данной ТП питаются цеха № 10, 13:

S_∑▒рц=S_∑▒10цех+S_∑▒13цех=869,12+421,76=1290,9 кВА.

Данные потребители относятся к II категории по надёжности электроснабжения, на основе этого принимается: количество трансформаторов n=2; коэффициент загрузки трансформаторов Кз=0,8.
Ориентировочная мощность трансформатора, S_(ор.т), кВА:

S_(ор.т)=1290,9/(0,8∙2)=806,8 кВА.
Принимается стандартная мощность трансформатора S_(н.т)=1250 кВА. Для остальных ТП расчёт аналогичен, результаты сведены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 – Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

№ ЦТП Расчетная мощность нагрузки, кВА КНЭС Количество трансформаторов Коэффициент загрузки КЗ S_(ор.т), кВА S_(н.т), кВА Фактический коэффициент загрузки КЗ
ТП-1 1290,9 II 2 0,8 806,8 1250 0,52
ТП-2 1301 I, III 2 0,7 929,3 1250 0,52
ТП-3 1190,2 II, III 2 0,8 743,9 1250 0,48
ТП-4 1329,2 II, III 2 0,8 830,8 1250 0,53
ТП-5 614,8 I, II 2 0,7 439,1 630 0,49
ТП-6 1334 II, III 2 0,8 833,8 1250 0,53

8.2 Проверка выбранных трансформаторов ЦТП на «пропускную» способность

Максимальная реактивная мощность, которую способна пропустить электромагнитная система трансформатора:

Q_max=√((N∙K_з∙S_нт )^2-P_см^2 ), (8.2)

где N – число трансформаторов;
Кз – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора;
Sномт – номинальная мощность трансформатора, кВА;
Pсм – активная мощность трансформаторов за наиболее загруженную смену.

Для ТП-1:

Q_max=√((2∙0,8∙1250)^2-〖1016,31〗^2 )=1722,5 кВАр,

Q_max=1722,5 кВАр>Q_расч=790,5 кВАр.

Электромагнитная система трансформаторов ТП-1 может пропустить требуемое количество реактивной мощности. Расчёт для остальных ЦТП аналогичен. Результаты расчётов сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Проверка на пропускную способность трансформаторов ЦТП

№ ЦТП P_см, кВт S_нт, кВА n_т K_з Q_max Q_см, кВАр
1 1016,31 1250 2 0,80 1722,53 790,54
2 955,43 1250 2 0,70 1466,17 867,44
3 966,54 1250 2 0,80 1750,94 677,99
4 986,03 1250 2 0,80 1740,04 887,38
5 504,00 630 2 0,70 723,81 352,05
6 1045,35 1250 2 0,80 1705,06 820,22

8.3 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Расчет проводится без учета начальной нагрузки для двухтрансформаторных ТП с учетом отключения одного из трансформаторов.
На примере ТП-1 определяется коэффициент обеспеченности трансформаторной мощностью в аварийном режиме.

К_(нт ав)^*=S_(н.тi)/S_мi , (8.3)

К_(нт ав)^*=1250/1290,9=0,97.

К_(нт ав)^*<1, трансформатор испытывает аварийные перегрузки.
Для станкостроительного завода, работающего в 2 смены, принимаем время аварийной перегрузки h=8 ч.
По таблицам ГОСТ допустимых аварийных перегрузок трансформатора без учета начальных нагрузок, в зависимости h, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2доп ав.
При h = 8 ч, Θ=+10 ºС и воздушной системы охлаждения сухого трансформатора ТСЗ К2допав = 1,1 согласно [26].
Проверка осуществляется по выражению:

S_м ≤ К2допав∙S_(н.т), (8.4)
1290,9 кВА < 1,1∙1250 кВА,
1290,9 кВА < 1375 кВА.

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Для остальных цеховых трансформаторов расчёт аналогичен, результаты сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 – Проверка цеховых трансформаторов на аварийную перегрузку
№ ТП Номинальная мощность трансформаторов, кВА К_(нт ав)^* Время перегрузки, ч S_мi, кВА К_2доп∙S_(н.тi), кВА
1 1250 0,97 8 1290,9 1 375,00
2 1250 0,96 8 1301 1 375,00
3 1250 1,05 0 1190,2 1 375,00
4 1250 0,94 8 1329,2 1 375,00
5 630 1,02 8 614,8 693,00
6 1250 0,94 8 1334 1 375,00

Трансформаторы удовлетворяют условиям проверки на аварийную перегрузку.

8.4 Выбор типа цеховых ТП, их компоновки и конструктивного исполнения

При проектировании применяются комплектные трансформаторные подстанции промышленного типа (КТПП), обеспечивающие большую надежность и сокращение сроков строительства [4].
КТП состоят из РУВН, силового трансформатора и РУНН, соединительных элементов высокого и низкого напряжений, шинопроводов (при двухрядном расположение КТП) и других элементов.
В данном проекте применяются цеховые трансформаторные подстанции наружной установки, пристроенные к цехам. Устройство со стороны высшего напряжения подстанции выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа или кожуха с кабельном вводом.
На КТП устанавливаются специальные силовые трансформаторы типа ТМЗ, ТМФ, ТСЗ, ТНЗ, ТНФ и др., имеющие баки повышенной прочности, боковые выводы, защищённые от прикосновения, с расширителями для масла (ТМФ, ТНФ) и без них (типа ТМЗ, ТСЗ, ТМГ).
По условиям надежности действия защиты от однофазных к.з. в сетях напряжением до 1000 В и возможности подключения несимметричных нагрузок применяется трансформаторы со схемой соединения обмоток «треугольник-звезда» с нулевым выводом, рассчитанным на ток 0,75∙Iном.т.
В зависимости от схемы питания подстанции применяются различные способы подключения трансформаторов на ЦТП. Так, при питании по радиальной схеме возможно глухое присоединение трансформаторов и через отключающие аппараты (выключатель нагрузки, предохранитель). Если трансформатор ЦТП входит в зону действия защиты выключателя, установленного на НН ГПП и при небольшой длине кабеля (100 – 150 м), то возможно глухое присоединение трансформатора.
8.5 Выбор числа, типа и мощности трансформаторов ГПП

Для преобразования и распределения электроэнергии, получаемой от энергосистем, в системах электроснабжения промышленных предприятий используют главные понизительные подстанции (ГПП). На подстанциях для изменения напряжения переменного тока служат силовые трансформаторы, выпускаемые в широком диапазоне номинальных мощностей и напряжений, в различных конструктивных исполнениях.
Устанавливаются два трансформатора на подстанции, питающие электроприемники I или II категории и не имеющие на вторичном напряжении связи с другими подстанциями. Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, они запитываются по двухцепной линии и секционируются на шинах НН. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, они выбираются одинаковой мощности.
По конструктивному исполнению применяются масляные трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) с группой соединения обмоток Y0/Δ-11: ТДН [6].

8.6 Выбор мощности трансформаторов ГПП

Номинальная мощность трансформаторов выбирается по расчетной нагрузке по формуле:

S_(н.т)≥S_р/(K_з∙n), (8.5)

где Sp – расчетная суммарная нагрузка предприятия (раздел 6);
n – количество трансформаторов ГПП;
Кз – коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории потребителей.

S_(н.т)≥11062/(0,7∙2)=7901,4 кВА.

Полученная мощность трансформатора округляется до стандартной, S_(н.т)= 10000 кВА.

8.7 Проверка трансформатора ГПП на систематическую перегрузку

Коэффициент обеспеченности трансформаторной мощностью определяется по формуле:
К_нт^*=(S_(н.т)∙n)/S_мi , (8.6)

К_нт^*=(10000∙2)/11062=1,8.

К_нт^*> 1, трансформатор подстанции не испытывает систематическую перегрузку.

8.8 Проверка трансформатора ГПП на аварийную перегрузку

Расчет проводится без учета начальной нагрузки для двухтрансформаторных подстанций с учетом отключения одного из трансформаторов.
Определяется коэффициент обеспеченности трансформаторной мощностью в аварийном режиме.

К_(нт ав)^*=10000/11062=0,9.

К_(нт ав)^*<1, трансформатор испытывает аварийные перегрузки.
На суточный зимний график нагрузки наносится линия параллельно оси абсцисс с ординатой равной величине К_(нт ав)^*, рисунок 3.

Рисунок 3 - Суточный график нагрузки

По пересечению графика нагрузок (рисунок 3) и линии К_(нт ав)^* определяем время аварийной перегрузки h=4 ч.
Определяется коэффициент аварийной перегрузки по графику К_2ав^*.

К_2ав^*=1/0,9∙√((1^2∙4)/4)=1,11.

По таблицам ГОСТ допустимых аварийных перегрузок трансформатора без учета начальных нагрузок, в зависимости h, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2доп ав.
При h = 4 ч, Θ=+10 ºС и системы охлаждения трансформатора Д, К2допав = 1,4 согласно [26].
Проверка:

К2ав ≤ К2допав,

1,11 < 1,4.

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку.

9 Компенсация реактивной мощности

9.1 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройств

Мощность компенсирующих устройств (КУ) определяется из уравнения баланса реактивной мощности:

Q_Э=Q_Р-Q_СД-Q_КУ, (9.1)

где -реактивная мощность, выдаваемая энергосистемой, кВАр;
– расчетная мощность потребителей промышленного предприятия (с учетом коэффициента разновременности = 0,85 ÷ 0,95);
– мощность, выдаваемая синхронными двигателями предприятия,
работающими с опережающим сos φ (при условии, что их мощность
со знаком «минус» не учтена при расчете нагрузок);
– мощность компенсирующих устройств.

Мощность, выдаваемая энергосистемой, определяется в соответствии с «Порядком расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности», утвержденным приказом Минэнерго от 22 февраля 2007 года № 49 по формуле:

Q_Э=P_Р∙tgφ. (9.2)

Значение коэффициента реактивной мощности tg φ определяют в зависимости от номинального напряжения сети, к которой подключен потребитель: при подключении к сети напряжением 110 кВ (154 кВ) tg φ = 0,5;
По (9.2) найдем реактивную мощность, выдаваемую энергосистемой:

Q_Э=10211∙0,5=5105,5 кВАр.

Мощность компенсирующих устройств (КУ) определяется исходя из (9.1):
Q_КУ=Q_Р-Q_СД-Q_Э. (9.3)
Так как при расчете нагрузок Qсд учитывалось со знаком «-», в уравнении (9.3) не будем ее учитывать:

Q_КУ=4255-5105,5=-850,5 кВАр.

Как видно из результата, синхронные двигатели вырабатывают достаточное количество реактивной мощности. Установка конденсаторных батарей не требуется.

10 Выбор конструктивного исполнения питающей и распределительной сети промышленного предприятия

Питающие сети промышленного предприятия выполняются воздушными линиями. Распределительная сеть по территории промышленного предприятия выполняется прокладкой кабелей в земле (в траншеях) или кабельных каналах, прокладка кабеля под железной дорогой выполняется в траншее.

11 Определение сечений воздушных и кабельных линий

11.1 Расчет питающей сети

Расчет питающей сети производится по:
1) по напряжению. Напряжение питающей сети составляет 110 кВ. Питающая сеть выполняется воздушной линией;
2) по конструктивному исполнению. Воздушные линии выполняются многопроволочными сталеалюминевыми проводами марки АС.
3) по экономической плотности тока: сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока по формуле:

F_э=I_раб/j_эк , (11.1)

где Iраб – рабочий ток питающей линии, А;
jэк – экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки Тм и т.д., А/мм2 .

Экономическая плотность тока принимается по [2] равной jэк =1,0 А/мм2.
Рабочий ток определяется по формуле:

I_раб=S_р/(2∙√3∙U_вн ), (11.2)

где S_р – расчетная мощность подстанции, МВА;
U_вн – напряжение питающей сети, кВ.

I_раб=11062/(2∙√3∙110)=29 А,

F_э=29/1,0=29 〖мм〗^2.

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения с учетом минимальных сечений по механической нагрузке: для линии напряжением 110 кВ по условиям гололедообразования и ветровой нагрузки [2] минимальное сечение провода Fмин=120 мм2.
4) выбранное сечение проверяется по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:
I_(дл.доп)≥I_ав, (11.3)
где Iдл.доп – длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, А;
Iав – аварийный ток, А.

Длительно допустимый ток для провода марки АС-120 Iдл.доп=380 А [2].

Аварийный ток определяется по формуле:

I_ав=2∙I_раб, (11.4)
I_ав=2∙29=58 А,
380 А > 58 А.

Условие проверки выполняется, следовательно, выбранный провод удовлетворяет проверке по нагреву в аварийном режиме.
6) на электродинамическое действие токов короткого замыкания провода ВЛ не проверяются так как Ino (3) < 20 кА и iу(n) < 50 кА.

11.2 Выбор кабельных линий распределительной сети

Схемы распределительной сети предприятия приведены в разделе 8 (рисунок 1, 2) данной пояснительной записки. По этим схемам определяются мощности на каждом участке и расчетные токи на каждом из них.

11.3 Расчет кабельных линий напряжением 10 кВ

Кабели выбирают:
- по напряжению установки:

U_уст≥U_ном, (11.5)

10 кВ = 10 кВ.

- по конструкции: к установке принимаются силовые трехжильные кабели A-CREOLON B [34] с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из ЭПР, бронированные двумя стальными оцинкованными плоскими лентами в оболочке из ПВХ композиции.
- по экономической плотности тока по формуле (11.1).
Выбранные кабели проверяют по допустимому току:

I_max≤I_(дл.доп)^', (11.6)

где I_max – максимально возможный ток, протекающий по кабелю;
I_(дл.доп)^' – длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом положенных кабелей К1 и на температуру окружающей среды К2.

I_(дл.доп)^'=K_1∙K_2∙I_(дл.доп), (11.7)

Ток Iдл.доп и поправочные коэффициенты К1 и К2 определяются по [4].

Для кабеля ГПП – ТП-1 варианта сети №1:

I_раб=1290,88/(2∙√3∙10)=37,31 А.

Далее определяется время использования максимума нагрузки.

T_м=(∑▒〖P_i∙T_i 〗)/P_max , (11.8)

T_м=(∑▒〖(10211∙4+9189,8∙5+8168,7∙3+〗)/10211

(+6126,5∙2+5105,5∙5+4594,9∙5)∙365)/10211=6150,25 ч.

Для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией и алюминиевыми жилами с T_м=6150 ч. равной 1,6 А/〖мм〗^2 [2].

F_э=37,31/1,6=23,3 〖мм〗^2.

Из ряда стандартных сечений кабелей марки A-CREOLON B для U_н=10 кВ принимается ближайшее стандартное сечение Fст=25 мм2 .
Принимается кабель марки АРкВнг 3×25 [34] (с алюминиевыми жилами, с изоляцией из этиленпропиленовой резины, экран - по изолированным жилам из медной ленты, в оболочке их ПВХ композиции), Iдл.доп=111 А при прокладке в кабельном сооружении при групповой прокладке (в траншее с расстоянием между кабелями 100 мм) [5].
Проверка по длительно допустимому току в аварийном режиме.
Аварийным режимом является отключение половины питающих кабелей:

I_ав=2∙37,31=74,6 А.

Учитывается, что при прокладки кабелей в траншеях длительно допустимый ток берется из условия прокладки кабеля в земле, при этом температура окружающей среды t=15 ℃. Выбирается k1 = 1,04 для 2 кабелей однослойной прокладки, k2=0,9.

I_(дл.доп)^'=1,04∙0,9∙111=103,9 А,
103,9 А > 74,6 А.

Выбор и проверка остальных кабельных линий производится аналогично.
Результаты расчета обоих вариантов схем электроснабжения №1 и №2 сводятся в таблицу 11.1 и таблицу 11.2.
Таблица 11.1 – Выбор и проверка кабельных линий 10 кВ варианта №1

Номер участка Количество кабелей Количество кабелей в одной траншее Расчётный ток, А Расчётное сечение кабеля, мм2 F_ст, мм2 К1 К2 I_(дл.доп)^',
А I_ав,
А
ГПП-ТП-1 2 2 37,31 23,32 25 1,04 0,90 103,9 74,62
ТП-2-ТП-3 2 4 34,40 21,50 25 1,04 0,80 92,35 68,8
ГПП-ТП-2 2 106,40 66,50 70 1,04 0,80 158,1 144,0
ГПП-Цех8 1 41,10 25,69 25 1,04 0,80 92,35 57,55
ГПП-Цех8 1 41,10 25,69 25 1,04 0,80 92,35 57,55
ГПП-ТП-4 2 4 38,42 24,01 25 1,04 0,80 92,35 76,83
ГПП-Цех9 1 64,23 40,14 50 1,04 0,80 129,8 89,9
ГПП-Цех9 1 64,23 40,14 50 1,04 0,80 129,8 89,9
ГПП-ТП-6 2 4 56,32 35,20 50 1,04 0,80 129,8 112,6
ТП-6-ТП-5 2 17,77 11,11 25 1,04 0,80 92,35 35,54
ГПП-Цех7 1 57,80 36,13 35 1,04 0,80 109,8 80,92
ГПП-Цех7 1 57,80 36,13 35 1,04 0,80 109,8 80,92

Таблица 11.2 – Выбор и проверка кабельных линий 10 кВ варианта №2

Номер участка Количество кабелей Количество кабелей в одной траншее Расчётный ток, А Расчётное сечение кабеля, мм2 F_ст, мм2 К1 К2 I_(дл.доп)^',
А I_ав,
А
ГПП-ТП-1 2 6 37,31 23,32 25 1,08 0,84 97,07 75,28
ГПП-ТП-3 2 2 34,40 21,50 25 1,08 0,90 104,0 68,80
ГПП-ТП-2 2 4 37,60 23,50 25 1,08 0,86 99,38 75,20
ГПП-Цех8 1 4 41,10 25,69 25 1,08 0,86 99,38 57,55
ГПП-Цех8 1 4 41,10 25,69 25 1,08 0,86 99,38 57,55
ГПП-ТП-4 2 6 38,42 24,01 25 1,08 0,84 97,07 76,83
ГПП-Цех9 1 6 64,23 40,14 50 1,08 0,84 140,6 89,92
ГПП-Цех9 1 6 64,23 40,14 50 1,08 0,84 140,6 89,92
ГПП-ТП-6 2 4 56,32 35,20 50 1,08 0,86 120,7 112,6
ТП-6-ТП-5 2 4 17,77 11,11 25 1,08 0,86 99,38 35,54
ГПП-Цех7 1 4 57,80 36,13 35 1,08 0,86 120,7 80,92
ГПП-Цех7 1 4 57,80 36,13 35 1,08 0,86 120,7 80,92

12 Расчет токов короткого замыкания и проверка кабельных линий на электротермическое действие токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходим для проверки выбранного оборудования на термическую и динамическую стойкость, а так же для выбора аппаратов защиты.
Составляется расчетная схема. На ней обозначаются только те элементы, сопротивления которых влияют на величину тока короткого замыкания. К таким элементам относятся: питающая система, трансформаторы, кабельные линии. Расчетные схемы представлены на рисунке 4.

Рисунок 4 – Схемы замещения

12.1 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Расчет ТКЗ в точке «К1».
Мощность системы: Sн =500 МВА, сопротивление системы: x_н^*=0,7.

x_с=x_н^*∙(U_н^2)/S_н , (12.1)

где x_н^* – реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы;
Uн – номинальное напряжение системы;
Sн – мощность системы.

x_с^110=0,7∙〖(110∙〖10〗^3)〗^2/(500∙〖10〗^6 )=18,5 Ом.

Сопротивление воздушной линии:
L=5,5 км; х0 =0,414 Ом/км; r0 =0,244 Ом/км.

x_л=x_0∙L, (12.2)

r_л=r_0∙L, (12.3)

где x0 и r0 – удельное активное и реактивное сопротивления воздушной линии, Ом/м [6];
L – длина воздушной линии, м.

x_л^110=0,414∙5,5=2,277 Ом,

r_л^110=0,244∙5,5=1,342 Ом.

Суммарное реактивное сопротивление:

X_∑▒к1=x_c+x_л=18,5+2,277=20,8 Ом,

I_к1^((3))=U_нс/(√3∙√(X_∑▒к1^2+r_∑▒к1^2 ))=115/(√3∙√(〖20,8〗^2+〖1,342〗^2 ))=3,19 кА, (12.4)

где Uн – напряжение в рассматриваемой точке до КЗ;
rΣк и хΣк – сумма активных и реактивных сопротивлений элементов от системы до рассматриваемой точки.

Постоянная времени цепи КЗ TA:

T_A=X_∑▒к1/(2∙π∙f∙r_∑▒к1 ), (12.5)

где f – частота питающей сети, Гц.

T_A=20,8/(2∙3,14∙50∙1,342)=0,049 с.

Сдвиг по фазе напряжения источника, α:

α=arctg X_∑▒к1/r_∑▒к1 , (12.6)

α=arctg 20,8/1,342=〖1,5〗^0.

Ударный коэффициент Куд:
K_уд=1+e^((-0,01∙((0,5+α/π))/T_A )), (12.7)

K_уд=1+e^((-0,01∙((0,5+1,5/3,14))/0,049))=1,82.

Ударный ток короткого замыкания iуд:

i_уд=√2∙K_уд∙I_по^'+√2∙I_(п.дв), (12.8)

где I_(п.дв) - ток подпитки от высоковольтных двигателей, кА;
I_по^' - суммарный ток короткого замыкания, кА.

Для рассматриваемой точки КЗ «К1» ток подпитки от высоковольтных двигателей не учитывается, I_(п.дв)=0, так как электродвигатели подключены к месту КЗ через ступень трансформации, следовательно, двигатели удалены от точки КЗ; I_по^'=I_к1^((3)).

i_удК1=√2∙1,82∙3,19+0=8,21 кА.

Расчет ТКЗ в точке «К2».
Расчет величины ТКЗ для остальных точек проводится аналогично, с учетом тока подпитки от высоковольтных двигателей и приведения величины сопротивлений системы, питающей линии и силовых трансформаторов ГПП к стороне НН 10 кВ.

Сопротивление трансформаторов:

x_т=(U_k%∙U_н^2)/(100∙S_нт ), (12.9)

r_т=(〖∆P〗_кз∙U_н^2)/S_нт . (12.10)
Находим коэффициент приведения и приводим сопротивление к 10 кВ:

K_пр=〖(U_нн/U_вн )〗^2=〖(10500/115000)〗^2=0,0083. (12.11)

Паспортные данные трансформатора ГПП (ТДН-10000): Sнт = 10 МВА; Uк = 10,5%; ΔРкз = 58 кВт [6].
Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к 10 кВ:

x_т=(10,5∙〖(10500)〗^2)/(100∙10∙〖10〗^6 )=1,156 Ом,

r_т=(58∙〖10〗^3∙〖(10500)〗^2)/(10∙〖10〗^6 )=0,064 Ом.

Суммарное сопротивление от питающей системы до точки КЗ «К2»:

X_∑▒к2=X_∑▒к1∙K_пр+x_т=18,5∙0,0083+1,156=1,309 Ом, (12.12)

r_∑▒к2=r_∑▒к1∙K_пр+r_т=1,342∙0,0083+0,064=0,075 Ом. (12.13)

Активное и индуктивное сопротивления кабельных линий:
Для участка ГПП – ТП-1:
Погонные сопротивления для кабеля АРкВнг 3x25 равны 1,54 и 0,19 Ом/км [34]. Длина кабельной линии равна 0,332 км, согласно генплану предприятия.

R_кл=1,54∙0,332=0,512 Ом,

X_кл=0,19∙0,332=0,063 Ом.

Для остальных участков расчёт аналогичен. Результаты расчётов сведены в таблицы 12.1 и 12.2.

Таблица 12.1 - Расчёт сопротивления кабельных линий I вариант

Номер участка Длина, км Сечение, мм2 Активное сопротивление, Ом Индуктивное сопротивление, Ом Полное сопротивление, Ом
ГПП-ТП-1 0,332 25 0,512 0,063 0,516
ТП-2-ТП-3 0,154 25 0,236 0,029 0,238
ГПП-ТП-2 0,315 70 0,179 0,032 0,182
ГПП-Цех8 0,613 25 0,945 0,117 0,952
ГПП-Цех8 0,722 25 1,111 0,137 1,120
ГПП-ТП-4 0,723 25 1,114 0,137 1,122
ГПП-Цех9 0,545 50 0,448 0,059 0,451
ГПП-Цех9 0,656 50 0,540 0,071 0,544
ГПП-ТП-6 0,576 50 0,473 0,062 0,477
ТП-6-ТП-5 0,111 25 0,170 0,021 0,172
ГПП-Цех7 0,805 35 0,893 0,091 0,898
ГПП-Цех7 0,889 35 0,987 0,100 0,992
Таблица 12.2 - Расчёт сопротивления кабельных линий II вариант

Номер участка Длина, км Сечение, мм2 Активное сопротивление, Ом Индуктивное сопротивление, Ом Полное сопротивление, Ом
ГПП-ТП-1 0,332 25 0,512 0,063 0,516
ГПП-ТП-3 0,304 25 0,467 0,058 0,471
ГПП-ТП-2 0,315 25 0,485 0,060 0,489
ГПП-Цех8 0,613 25 0,945 0,117 0,952
ГПП-Цех8 0,722 25 1,111 0,137 1,120
ГПП-ТП-4 0,727 25 1,120 0,138 1,128
ГПП-Цех9 0,570 50 0,468 0,062 0,472
ГПП-Цех9 0,657 50 0,540 0,071 0,544
ГПП-ТП-6 0,576 35 0,639 0,065 0,642
ТП-6-ТП-5 0,111 25 0,170 0,021 0,172
ГПП-Цех7 0,805 35 0,893 0,091 0,898
ГПП-Цех7 0,889 35 0,987 0,100 0,992

Ток подпитки I_(п.дв) рассчитывается для каждой точки КЗ индивидуально, с учетом сверхпереходной ЭДС E_дв^'' и сверхпереходного индуктивного сопротивления X_дв^'' двигателей, путем поэтапного преобразования расчетной схемы и приближения источников ТКЗ к точке КЗ через коэффициент пропорциональности.

I_по^'=I_к2^((3))+I_(п.дв), (12.14)

I_(п.дв)=∑▒(E_дв^'')/(X_дв^'' ). (12.15)

Индуктивное сверхпереходное сопротивление синхронного двигателя:

X_сд^''=X_сд^*∙(U_ном^2)/S_ном , (12.16)

где X_сд^*- сверхпереходное индуктивное сопротивление СД, принимаемое равным 0,2 о.е. [7].

Индуктивное сверхпереходное сопротивление синхронного двигателя СТДМ-800 (цех 8) и СТДМ-1250 (цех 9):

X_сд8^''=0,2∙〖10〗^2/(800/0,9)=21,39 Ом,

X_сд9^''=0,2∙〖10〗^2/(1250/0,9)=13,79 Ом.

Ток подпитки от высоковольтных двигателей:

Суммарное сопротивление цепи синхронных двигателей до точки «К2»:

Z_∑▒СД=X_сд^''+Z_кл, (12.17)

Z_∑▒СД8=X_сд8^''+Z_(клГПП-Цех8)=21,39+0,137=21,556 Ом,

Z_∑▒СД9=X_сд9^''+Z_(клГПП-Цех9)=13,79+0071=13,874 Ом.

Суммарный ток подпитки:

I_(п.дв)=(U_н∙E_сд8^'')/Z_∑▒СД8 +(〖U_н∙E〗_сд9^'')/Z_∑▒СД9 , (12.18)

I_(п.дв)=(10∙1,1)/21,556+(10∙1,1)/13,874=1,303 кА,

I_к2^((3))=10,5/(√3∙√(〖0,512〗^2+〖0,063〗^2 ))=4,554 кА,

i_удК2=√2∙1,84∙4,554+√2∙1,303=14,29 кА.

Расчет остальных точек короткого замыкания аналогичен. Результаты расчетов сводятся в таблицы 12.3 и 12.4.

Расчет ТКЗ в точке «К12».

Расчет величины ТКЗ в точке «К12» производится на стороне низшего напряжения 0,4 кВ ТП-4.
Расчет проводится аналогично, с приведением величины сопротивлений системы, питающей линии и силовых трансформаторов ГПП к стороне НН 0,4 кВ.
Тока подпитки от высоковольтных двигателей не учитывается, так как электродвигатели подключены к месту КЗ через ступень трансформации, следовательно, двигатели удалены от точки КЗ; I_по^'=I_к12^((3)).

Находим коэффициент приведения по (12.11) и приводим сопротивление точки КЗ «К4» к ступени напряжения 0,4 кВ:

K_пр=〖(380/10500)〗^2=0,0014.

Паспортные данные трансформатора ТП-4 (ТСЗ-1250): Sнт = 1250 кВА; Uк = 6%; ΔРкз = 11 кВт [6].

Сопротивление трансформатора ГПП, приведенное к 10 кВ:

r_т=11∙〖10〗^3∙〖(380/(1,25∙〖10〗^6 ))〗^2=0,001 Ом,

z_т=(6∙〖(380)〗^2)/(100∙1,25∙〖10〗^6 )=0,01 Ом,

x_т=√(〖z_т〗^2-〖r_т〗^2 ), (12.19)

x_т=√(〖0,01〗^2-〖0,001〗^2 )=0,007 Ом.

Суммарное сопротивление по формулам (12.12; 12.13) от питающей системы до точки КЗ «К12»:

X_∑▒к12=X_∑▒к4∙K_пр+x_т=1,467∙0,0014+0,007=0,009 Ом;

r_∑▒к12=r_∑▒к4∙K_пр+r_т=1,189∙0,0014+0,001=0,003 Ом;

I_к12^((3))=0,4/(√3∙√(〖0,003〗^2+〖0,009〗^2 ))=24,58 кА.

Таблица 12.3 - Результаты расчета токов 3-х фазного КЗ I вариант

Номер точки КЗ Суммарное активное сопротивление, Ом Суммарное индуктивное сопротивление, Ом Периодическая составляющая тока КЗ, кА Ток подпитки от ВД, кА Суммарный ток КЗ, кА Ударный ток КЗ, кА
1 1,342 20,792 3,19 0,000 3,19 8,21
2 0,075 1,329 4,554 1,303 5,86 14,29
3 0,587 1,392 3,282 1,228 4,51 8,23
4 1,189 1,467 2,471 1,150 3,62 5,81
5 0,548 1,391 3,352 1,233 4,59 8,48
6 0,719 1,412 3,061 1,210 4,27 7,50
7 0,254 1,361 4,007 1,276 5,28 11,25
8 0,491 1,390 3,461 1,241 4,70 8,90
9 1,187 2,449 2,473 0,745 3,22 5,71
10 0,615 1,400 3,232 0,485 3,72 6,82
11 1,062 1,430 2,609 1,113 3,72 6,07
12 0,003 0,009 24,580 0,000 24,580 43,57

Таблица 12.4 - Результаты расчета токов 3-х фазного КЗ II вариант

Номер точки КЗ Суммарное активное сопротивление, Ом Суммарное индуктивное сопротивление, Ом Периодическая составляющая тока КЗ, кА Ток подпитки от ВД, кА Суммарный ток КЗ, кА Ударный ток КЗ, кА
1 1,342 20,792 3,19 0,000 3,19 8,21
2 0,075 1,329 4,554 1,303 5,86 14,29
3 0,587 1,392 3,282 1,172 4,45 8,13
4 1,195 1,467 2,465 1,097 3,56 5,71
5 0,714 1,394 3,071 1,156 4,23 7,42
6 0,885 1,415 2,825 1,134 3,96 6,68
7 0,560 1,389 3,331 1,176 4,51 8,30
8 0,543 1,387 3,364 1,178 4,54 8,42
9 1,187 2,449 2,473 0,745 3,22 5,71
10 0,615 1,400 3,232 0,485 3,72 6,82
11 1,062 1,430 2,609 1,113 3,72 6,07
12 0,003 0,009 24,580 0,000 24,580 43,57

12.2 Проверка кабельных линий 10 кВ на электротермическое действие токов короткого замыкания

Тепловой импульс тока короткого замыкания:

B_к=I_п0^2∙t_кз, (12.20)

где t_кз- время протекания тока КЗ, с.

Время протекания тока КЗ:

t_кз=t_(с.в.)+t_рз+T_a+n∙∆t, (12.21)

где t_(с.в.)- собственное время срабатывания выключателя, с;
t_рз- время срабатывания релейной защиты, с;
∆t- ступень селективности, с.

Условие проверки:

F_ном≥F_терм=√(B_к )/C, (12.22)

где C- термический коэффициент, равный 94 А∙с/〖мм〗^2 для кабелей с ЭПР изоляцией [34].

Расчёт для участка ГПП – ТП-4:
Собственное время срабатывания выключателя равно 0,07 с [13]. Ступень селективности принимается равной 0,3 с. Время срабатывания релейной защиты принимается равным 0,01 c [3].
t_кз=0,07+0,01+0,0563+1∙0,3=0,4363 с,

B_к=〖4,51〗^2∙0,4363=8,87 кА^2∙с,

F_терм=√(8,87∙〖10〗^6 )/94=31,69 〖мм〗^2,

25 〖мм〗^2<31,69 〖мм〗^2.

Выбранное сечение не удовлетворяет условию проверки на электротермическое действие токов КЗ, повышаем сечение кабельной линии ГПП – ТП-4 до 35 〖мм〗^2.
Расчёт для остальных участков аналогичен. Результаты расчётов сведены в таблицы 12.5 и 12.6.

Таблица 12.5 – Проверка кабелей по термической стойкости I вариант

Номер участка n∙∆t, с t_(с.в.), с t_рз, с T_a, с t_кз, с I_кз, кА B_к, кА^2∙с F_терм, 〖мм〗^2 F_ном, 〖мм〗^2
ГПП-ТП1 0,3 0,07 0,01 0,0563 0,4363 4,51 8,87 31,69 35
ТП2-ТП3 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,70 9,65 33,05 35
ГПП-ТП2 0,3 0,07 0,01 0,4363 5,28 12,17 37,12 70
ГПП-Цех8 0 0,07 0,01 0,1363 3,22 1,41 12,64 25
ГПП-Цех8 0 0,07 0,01 0,1363 3,22 1,41 12,64 25
ГПП-ТП4 0,3 0,07 0,01 0,4363 3,62 5,72 24,95 25
ГПП-Цех9 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,88 14,60 50
ГПП-Цех9 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,88 14,60 50
ГПП-ТП6 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,59 9,17 32,22 50
ТП6-ТП5 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,27 7,96 30,01 35
ГПП-Цех7 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,89 14,62 35
ГПП-Цех7 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,89 14,62 35

Таблица 12.6 – Проверка кабелей по термической стойкости II вариант

Номер участка n∙∆t, с t_(с.в.), с t_рз, с T_a, с t_кз, с I_кз, кА B_к, кА^2∙с F_терм, 〖мм〗^2 F_ном, 〖мм〗^2
ГПП-ТП1 0,3 0,07 0,01 0,0563 0,4363 4,45 8,66 31,30 35
ГПП-ТП3 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,54 9,00 31,92 35
ГПП-ТП2 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,51 8,86 31,67 35
ГПП-Цех8 0 0,07 0,01 0,1363 3,22 1,41 12,64 25
ГПП-Цех8 0 0,07 0,01 0,1363 3,22 1,41 12,64 25
ГПП-ТП4 0,3 0,07 0,01 0,4363 3,56 5,54 24,87 25
ГПП-Цех9 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,88 14,60 50
ГПП-Цех9 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,88 14,60 50
ГПП-ТП6 0,3 0,07 0,01 0,4363 4,23 7,80 29,71 35
ТП6-ТП5 0,3 0,07 0,01 0,4363 3,96 6,84 27,83 35
ГПП-Цех7 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,89 14,62 35
ГПП-Цех7 0 0,07 0,01 0,1363 3,72 1,89 14,62 35
13 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений ГПП

В задании указано наличие потребителей первой, второй и третьей категории, значит они должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания. Для питания потребителей первой и второй категории принимаются мостиковые схемы. Наличие в схеме ремонтной перемычки на разъединителях обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной линии при аварии или ремонте на второй [27].
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителей, для питания потребителей первой и второй категорий, на подстанциях с двумя трансформаторами, рабочие секции шин низшего напряжения работают раздельно, для ограничения токов короткого замыкания, уменьшаются и облегчаются условия работы аппаратов низшего напряжения.
Тип подстанции 4Н – Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий [27] (рисунок 5).

Рисунок 5 – Главная схема электрических соединений

14 Определение времени короткого замыкания и теплового импульса

14.1 Определение времени короткого замыкания

Время короткого замыкания для аппаратов имеющие выдержку ступени селективности:

t_кз=t_в+t_рз+〖∆t〗_c∙n+τ_a, (14.1)

где t_в–собственное время срабатывания выключателя, принимается 0,07 с;
t_рз – время срабатывания релейной защиты, принимается 0,01 с;
τ_a – постоянная времени цепи короткого замыкания, учитывающая апериодическую составляющую, согласно [7] для подстанций 110/10 кВ мощностью до 80 МВА принимается τ_a=0,05 с;
〖∆t〗_c – продолжительность ступени селективности, принимается 0,3 с;
n – количество ступеней селективности;

Время короткого замыкания для аппаратов отходящих линий:

t_(кз.ол)=0,07+0,01+0,3∙0+0,05=0,43 c.

Время короткого замыкания ячейки секционного выключателя:

t_(кз.св)=0,07+0,01+0,3∙2+0,05=0,73 c.

Время короткого замыкания для ячейки ввода:

t_(кз.яв)=0,07+0,01+0,3∙3+0,05=1,03 c.

Время короткого замыкания для аппаратов на стороны ВН:

t_(кз.вн)=0,07+0,01+0,3∙4+0,05=1,33 c.

14.2 Определение теплового импульса

Тепловой импульс:

B_K=〖I_(t=0)^"〗^2∙t_кз, (14.2)

где I_(t=0)^" – сверхпереходной ток, кА (таблица12.5);
Определение B_K для отходящей линии:

B_(K.ол)=〖5,28〗^2∙0,43=12 〖кА〗^2∙с.

Определение B_K для ячейки секционного выключателя:

B_(K.св)=〖5,86〗^2∙0,73=25,04 〖кА〗^2∙с.

Определение B_K для ячейки ввода:

B_(K.яв)=〖5,86〗^2∙1,03=35,33 〖кА〗^2∙с.

Определение B_K для стороны ВН:

B_(K.вн)=〖3,19〗^2∙1,33=13,54 〖кА〗^2∙с.

Результаты расчета сводятся в таблицу 14.1.

Таблица 14.1 – Значения тепловых импульсов

Наименование ячейки t_кз,с
B_K,〖кА〗^2∙с
Отходящая линия 0,43 12
Секционный выключатель 0,73 25,04
Ячейка ввода 1,03 35,33
Сторона ВН 1,33 13,54

15 Выбор оборудования подстанции на напряжении 110 кВ

15.1 Проверка питающей линии

В ОРУ 110 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводом марки АС.
Проверка на коронирование:

1,07∙E_мак≤0,9∙E_0, (15.1)

где E_0 – максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см;
E_мак – напряжённости электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см.

E_0=30,3∙m∙(1+0,229/√(r_0 )), (15.2)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, принимается m=0,82;
r_0 – радиус провода, r_0=D/2=10,7/2∙〖10〗^(-1)=0,535 см.

E_0=30,3∙0,82∙(1+0,229/√0,535)=32,6 кВ/см.

E_мак=(0,354∙U_н)/(r_0∙Lg(D_ср/r_0 ) ), (15.3)

где D_ср - среднее геометрическое расстояние между фазами, при горизонтальном расположении фаз, см;

D_ср=1,26∙D_ф, (15.4)

где D_ф – междуфазное расстояние, см, согласно [9] минимальное расстояние между фазами токоведущих частей ОРУ номинального напряжения 110 кВ D_ф=100 см. Принимается D_ф=250 см.

D_ср=1,26∙250=315 см,

E_мак=(0,354∙110)/(0,535∙Lg(315/0,535) )=25,4 кВ/см,

1,07∙25,4=27,1 кВ/см<0,9∙32,6=29,4 кВ/см.

Условие проверки на коронирование выполняется, следовательно, окончательно принимает провод АС – 120.

15.2 Выбор и проверка разъединителя

Разъединители выбираются:
По роду установки: наружная;
По номинальному напряжению: U_ном≥U_уст;
По номинальному току: I_ном≥I_(макс расч).
Выбирается разъединитель РПД-110/1600 УХЛ1 [28] на напряжение 110 кВ.

Проверка разъединителей:
По термической стойкости:

I_тер^2 t_тер≥B_K, (15.5)

где I_тер - ток термической стойкости выключателя, кА;
t_тер – длительность протекания тока термической стойкости, с.

По электродинамической стойкости:

i_дин≥i_уд, (15.6)

где i_дин – ток электродинамической стойкости выключателя, кА.

Результаты расчетов по выбору и проверке разъединителя РПД-110/1600 УХЛ1 сводятся в таблицу 15.1.

Таблица 15.1 – Выбор и проверка разъединителя РПД-110/1600 УХЛ1

Условие выбора/проверки Данные РПД-110 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=110 кВ U_уст=110 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=1600 А I_(макс расч)=58 А
i_дин≥i_уд i_дин=102 кА i_уд=8,21 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 t_тер=〖40〗^2∙1=
=1600 〖кА〗^2∙с B_K=13,54 〖кА〗^2∙с

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимается выбранный разъединитель РПД-110/1600 УХЛ1.

15.3 Выбор высокочастотного заградителя

На понизительных подстанциях напряжением 110/10 кВ целесообразно применять схемы для передачи высокочастотных сигналов и отключающих импульсов на другие подстанции по проводам ВЛ с помощью высокочастотного заградителя.
Выбираем заградитель типа ВЗ-630-0,5У1 [6]. Технические параметры ограничителя перенапряжения сводятся в таблицу 15.2.

Таблица 15.2 – Параметры ВЗ-630-0,5У1

Величина
Данные ВЗ-630-0,5У1 Расчётные данные

U, кВ
110
110

I, А
630
29
Вк, кА2∙с
162∙1=256 13,54
iy, кА
41 8,21
,

15.4 Выбор подвесных изоляторов

Изоляторы предназначены для изоляции токоведущих частей от земли и других частей установки, находящихся под иным потенциалом, а также для поддержания токоведущих частей. С высокой стороны применяют подвесные и натяжные гирлянды изоляторов. Количество изоляторов в подвесной гирлянде зависит от номинального напряжения подстанции. В установках 110 кВ в подвесной гирлянде 7 изоляторов.
Подвесные изоляторы выбираются по номинальному напряжению:

U_ном≥U_уст; (15.7)

Выбираем стеклянные изоляторы линейные подвесные ПС70Е. Технические параметры изоляторов сводятся в таблицу 15.3.

Таблица 15.3 – Параметры ПС70Е

Тип изолятора Механическая разрушающая сила изолятора, кН Диаметр изолирующей детали, мм Строительная высота, мм Длина пути утечки, мм

ПС 70Е 70 255 127/146 303

15.5 Выбор ограничителя перенапряжений

Для защиты электрооборудования подстанции от грозовых перенапряжений устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110 У1, согласно [6]. Технические параметры ОПН-110 У1 сводятся в таблицу 15.4.

Таблица 15.4 – Параметры ОПН-110 У1

Наименование аппарата ,кВ
Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ Uост, кВ Расчётный ток коммутационного перенапряжения, А
ОПН-110 У1 110 73 180 280
15.6 Выбор и проверка высоковольтного выключателя

Выключатели выбираются по:
роду установки: наружная;
номинальному напряжению: U_ном≥U_уст;
номинальному току: I_ном≥I_(макс расч).

Выбирается выключатель элегазовый ВГУ-110-II-40/3150 У1 [12] с пневматическим приводом, параметры выключателя приводятся в таблице 15.5.

Проверка выключателя:
по электродинамической стойкости: i_дин≥i_уд;
по термической стойкости: I_тер^2 〖∙t〗_тер≥B_K;
По отключающей способности: I_отк≥I^'', где I_отк – ток отключения выключателя, кА.

Результаты расчетов по выбору и проверке выключателя ВГУ-110-II-40/3150 У1 сведены в таблицу 15.5.

Таблица 15.5 – Выбор и проверка высоковольтного выключателя

Условие выбора/проверки Данные ВГУ-110 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=110 кВ U_уст=110 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=3150 А I_(макс расч)=58 А
i_дин≥i_уд i_дин=102 кА i_уд=8,21 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 〖∙t〗_тер=〖40〗^2∙2=
=3200 〖кА〗^2∙с B_K=13,54 〖кА〗^2∙с
I_отк≥I^'' I_отк=40 кА I^''=3,19 кА

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимается выбранный выключатель ВГУ-110-II-40-3150 У1.

15.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по:
роду установки: наружная;
номинальному напряжению: U_ном≥U_уст;
номинальному току: I_ном≥I_(макс расч).

Проверяются трансформаторы тока:
по электродинамической стойкости: i_дин≥i_уд;
по термической стойкости: I_тер^2 〖∙t〗_тер≥B_K.

Для установки в цепи силового трансформатора, принимаются трансформаторы тока встроенные в ввода силового трансформатора ТВТ-110-I-100/5, класс точности 5Р, с I_1ном=100 А, согласно [6], параметры трансформатора тока приведены в таблице 15.6.

Таблица 15.6 – Параметры, выбор и проверка трансформатора ТВТ110-I-100/5, в цепи силового трансформатора

Условие выбора/проверки Данные ТВТ110-I Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=110 кВ U_уст=110 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=100 А I_(макс расч)=58 А
n_тр 100/5 -
i_дин≥i_уд i_дин=24 кА i_уд=8,21 кА
I_тер^2 〖∙t〗_тер≥B_K I_тер^2∙t_тер=〖25〗^2∙3=
=1875 〖кА〗^2∙с B_K=13,54 〖кА〗^2∙с

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем параметрам и условиям.

Для установки в цепи выключателя, принимаются трансформаторы тока типа ТГФ-110-II-75/5 У1, класс точности 0,5, с I_1ном=75 А, согласно [35], параметры трансформатора тока приведены в таблице 15.7.

Таблица 15.7 – Параметры, выбор и проверка ТГФ-110-II-75/5 У1, в цепи выключателя

Условие выбора/проверки Данные ТГФ-110-II Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=110 кВ U_уст=110 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=75 А I_(макс расч)=58 А
n_тр 75/5 -
i_дин≥i_уд i_дин=10 кА i_уд=8,21 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 t_тер=6^2∙3=
=108 〖кА〗^2∙с B_K=13,54 〖кА〗^2∙с

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем необходимым условиям.
15.8 Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора

В нуле силового трансформатора устанавливаются:
- ограничитель перенапряжений ОПН-110 У1, параметры приведены в таблице 15.4;
- заземлитель нейтрали ЗОН-110Т согласно [6] с параметрами:
U_ном=110 кВ, I_ном=400 А, i_уд=16 кА, с приводом ПРН-11.

16 Выбор и проверка оборудования на стороне низкого напряжения

16.1 Выбор и проверка шинного моста

Шинный мост - это соединение силового трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУНН). В качестве шинного моста могут использоваться как гибкие, так и жесткие шины, а также комплектные токопроводы, в настоящее время широко используют жесткие прямоугольные шины. Выбор шинного моста производится по экономической плотности тока.
Определяется рабочий ток шинного моста:

I_раб=S_макс/(√3∙U_HH∙n_c ), (16.1)

где n_c – число секций.

I_раб=11062/(√3∙10∙2)=319 А.

Расчетное сечение шинного моста:

F_пров=I_раб/j_Э =319/1=319 〖мм〗^2.

Выбираются шины АДО сечением F=360 〖мм〗^2 (6×60 мм) [6]. Шины располагаются на колпачке изолятора плашмя.

Рисунок 6 – Расположение шины на колпачке изолятора плашмя
Проверка по длительно допустимому току:

I_(дл.доп)≥I_ав, (16.2)

где I_ав – ток аварийного режима, А.

I_ав=S_макс/(√3∙U_HH ), (16.3)

I_ав=11062/(√3∙10)=638 А.

Согласно [6] I_(дл.доп.ном)=870 А.

Расчет длительно допустимого тока с учетом летней температуры города:

I_(дл.доп)=I_(дл.доп.ном)∙√((θ_доп-θ_0)/(θ_доп-θ_ном )), (16.4)

где θ_доп = 70°С;
θ_ном = 25°С;
θ_0 – действительная температура воздуха, принимается летняя температура в г.Оренбург согласно [6] составляет 10 0С.

I_(дл.доп)=870∙√((70-10)/(70-25))=904 А,

I_(дл.доп)=904 А>I_ав=638 А.

Условие проверки выполняется.

Механический расчет жестких шин.

Наибольшая сила, действующая на шину средней фазы, Н:

F=√3∙〖10〗^(-7)∙(i_уд^((3) ) )^2∙l/a, (16.5)

где i_уд^((3) ) – ударный ток трехфазного короткого замыкания, А;
l – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, принимается 1 м;
a – расстояние между фазами, принимается 0,8 м.

F=√3∙〖10〗^(-7)∙(14290)^2∙1/0,8=44,2 H.
Сила F создает изгибающий момент:

M=(F∙l)/10, (16.6)

M=(44,2 ∙1)/10=4,42 Н∙м.

Напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента:

σ_расч=M/W, (16.7)

W=(b∙h^2)/6,

где W – момент сопротивления шин, 〖см〗^3;
b,h - высота и ширина шины соответственно, см.

W=(0,6∙6^2)/6=3,6 〖см〗^3,

σ_расч=4,42/3,6=1,23 МПа.

Шины механически прочны, если выполняется условие:

σ_расч<σ_доп, (16.8)

где σ_доп – допустимое механическое напряжение в материале шин, МПа.

σ_расч=1,23 МПа<σ_доп=70 МПа.

Условие выполняется, шины механически прочны.

Проверка шин на термическую стойкость осуществляется по условию [13]:

F_шины≥F_расч=√(B_к )/С, (16.9)

где С - постоянная для шин, согласно [13], для шин АДО С = 90;

F_шины=360 〖мм〗^2>√(35,33∙〖10〗^6 )/90=66 〖мм〗^2.

Выбранная шина удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.
16.2 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки

Опорные изоляторы для поддержания и крепления шинного моста выбирают по номинальному напряжению U_H=10 кВ и проверяют по:

А) Допустимой механической нагрузке:

F_доп>F_расч, (16.10)

где F_расч – сила, действующая на изолятор, Н;
F_доп=0,6∙F_разр – допустимая нагрузка на изолятор, Н.

Выбирается опорный изолятор наружной установки С4-80 I УХЛ [6], F_разр=4000 Н.

F_расч=√3∙〖10〗^(-7)∙(i_уд^((3) ) )^2∙l/a∙K_h, (16.11)

где K_h - поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена на ребро.

F_расч=√3∙〖10〗^(-7)∙(14290)^2∙1/0,8∙1=44,2 Н,

F_доп=0,6∙4000=2400 Н>F_доп=44,2 Н.

Выбранные изоляторы удовлетворяет условию проверки.

16.3 Выбор и проверка проходных изоляторов

Проходные изоляторы выбираются по:
Номинальному напряжению U_H=10 кВ;
Номинальному току I_ном≥I_max=638 А.

Выбирается проходной изолятор ИП-10/1600-1250УХЛ1 [6] с номинальным током I_ном=1600 А и разрушающим усилием F_разр=1250 Н.

Проходной изолятор проверяется по допустимой нагрузке:

F_расч=0,5∙√3/2∙〖10〗^(-7)∙(i_уд^((3) ) )^2∙l/a, (16.12)
F_расч=0,5∙√3/2∙〖10〗^(-7)∙(14290)^2∙1/0,8=11,05 Н,

F_доп=0,6∙F_разр=0,6∙1250=750 Н>F_расч=11,05 Н.

Условие выполняется.

16.4 Выбор ячейки ввода

Выбирается ячейка К-104М [12].

Расчетный ток ячейки ввода:

I_(раб.мак)=S_макс/(√3∙U_HH ), (16.13)

I_(раб.мак)=11062/(√3∙10)=638 А.

Технические данные ячейки К-104М сведены в таблицу 16.1.

Таблица 16.1 – Технические данные К-104М

Наименование Значение
Номинальное напряжение, кВ 10
Номинальный ток сборных шин, А 1000, 630
Номинальный ток шкафов, А 1000, 630
Количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий, 〖мм〗^2 4(3×240)
Номинальный ток отключения, кА 20
Электродинамическая стойкость, кА 40
Тип выключателя ВВЭ-М-10-20 У3
Тип привода к выключателю Встроенный электромагнитный
Габариты шкафа, мм;
Ширина
Глубина
Высота
750
1305
2230
Масса шкафа, кг, не более 880

Таблица 16.2 – Проверка выключателя ВВЭ-М-10-20/1000 У3

Условие выбора/проверки Данные ВВЭ-М-10 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=1000 А I_(макс расч)=638 А
i_дин≥i_уд i_дин=51 кА i_уд=14,29 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 t_тер=〖20〗^2∙3=
=1200 〖кА〗^2∙с B_K=35,33 〖кА〗^2∙с
I_отк≥I^'' I_отк=20 кА I^''=5,86 кА

Выключатель ВВЭ-М-10-20/1000У3 условиям выбора и проверки удовлетворяет.

16.5 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки ввода

Выбирается трансформатор тока ТОЛ-10-1000/5 У2, класс точности 0,5 [6], параметры трансформатора сведены в таблицу 16.3.

Таблица 16.3 – Параметры трансформатора тока ТОЛ-10-1000/5 У2

U_H,кВ
I_1ном,А
n_T i_дин,кА
I_тер^2 t_тер,〖кА〗^2∙с Класс точности Номинальная нагрузка, Ом
10 1000 1000/5 100 〖31,5〗^2∙1=992,25 0,5 0,4

Определение величины вторичной нагрузки.

Рисунок 7 – Схема подключения приборов

Таблица 16.4 – Подключенные приборы

Наименование прибора Класс точности Тип прибора Нагрузка, ВА
А С
Амперметр 1,5 Э377 0,1 0,1
Счетчик активно-реактивной мощности 0,5 А 2 2
Итого 2,1 2,1

Определение полного сопротивления вторичной, наиболее загруженной цепи:

r_2=r_K+r_пров+r_приб, (16.14)

где r_K – сопротивление контактов, принимается r_K=0,1 Ом;
r_пров – сопротивление проводов, Ом;
r_пр – сопротивление приборов, Ом.

Сопротивление проводов:

r_пров=ρ∙l_расч/q_пр , (16.15)

где ρ – удельное сопротивление провода для меди, ρ=0,0175 Ом∙〖мм〗^2⁄м;
l_расч – расчетная длина проводов, l_расч=√3∙l м;
q_пр – сечение проводов, 〖мм〗^2.

r_пров=0,0175∙(√3∙5)/4=0,038 Ом.

Сопротивление приборов:

r_приб=S_2приб/(I_2^2 ), (16.16)

где S_2приб- мощность приборов наиболее нагруженной фазы, ВА;
I_2-номинальный ток, А.

r_приб=2,1/5^2 =0,084 Ом.

Полное сопротивление:

r_2=0,1+0,038+0,084=0,222 Ом.
Проверка трансформатора тока по термической, электродинамической и величине вторичной нагрузки стойкости сводятся в таблицу 16.5.

Таблица 16.5 – Выбор и проверка трансформатора тока ТОЛ-10-1000/5 У2 в ячейке ввода

Условие выбора/проверки Данные ТОЛ-10-1000/5 У2 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=1000 А I_(макс расч)=638 А
i_дин≥i_уд i_дин=100 кА i_уд=14,29 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K 992,25 〖кА〗^2∙с B_K=35,33 〖кА〗^2∙с
r_2H≥r_2 r_2H=0,4 Ом r_2=0,222 Ом

Выбранный трансформатор тока ТОЛ-10-1000/5 У2 удовлетворяет условиям выбора и проверки.

16.6 Выбор и проверка сборных шин

Шины выбираются по длительному допустимому току нагрузки:

I_(расч.макс)=638 A.

Выбираются шины АДО сечением F=360 〖мм〗^2 (6×60 мм), I_(дл.доп.ном)=870 А. [6]. Шины располагаются на колпачке изолятора на ребро. Проверка производиться аналогично проверки шинного моста, с учетом расположения шин на ребро.

Механический расчет жестких шин.
Наибольшая сила, действующая на шину средней фазы, Н:

F=√3∙〖10〗^(-7)∙(14290)^2∙1/0,8=44,2 H,

M=(44,2 ∙1)/10=4,42 Н∙м,

W=(b^2∙h)/6=(〖0,6〗^2∙6)/6=0,36 〖см〗^3,

σ_расч=4,42/0,36=12,28 МПа,
σ_расч=12,28 МПа<σ_доп=70 МПа.

Шины механически прочны т.к. выполняется условие.

Проверка шин на термическую стойкость:

F_шины=360 〖мм〗^2>√(25,04∙〖10〗^6 )/90=55,6 〖мм〗^2.

Выбранная шина удовлетворяют условию проверки на термическую стойкость.

16.7 Выбор и проверка опорных изоляторов внутренней установки

Выбираются изоляторы внутренней установки ИО-6-3,75 I У3, F_разр=3750 Н, высотой H_из=100 мм [6].

Проверка изоляторов внутренней установки по допустимой нагрузке:

F_расч=√3∙〖10〗^(-7)∙(i_уд^((3) ) )^2∙l/a∙K_h, (16.17)

K_h=H/H_из , (16.18)

H=H_из+b+h⁄2, (16.19)

где H_из – высота изолятора.

Рисунок 8 – Расположение сборных шин
H=100+6+60⁄2=136 мм,

K_h=136/100=1,36,

F=√3∙〖10〗^(-7)∙(14290)^2∙1/0,8∙1,36=60,1 Н.

Условие проверки:

F_доп≥F_расч, (16.20)

F_доп=0,6∙3750=2250 Н≥F_расч=60,1 Н.

Выбранный изолятор удовлетворяет условию.

16.8 Выбор ячейки секционного выключателя

Выбираем ячейку К-104М [12].

Расчетный ток ячейки секционного выключателя:

I_(раб.мак)=S_макс/(√3∙U_HH∙n_c ), (16.21)

I_(раб.мак)=11062/(√3∙10∙2)=319 А.

Технические данные ячейки К-104М приведены в таблице 16.1.

Таблица 16.6 – Проверка выключателя ВВЭ-М-10-20/630 У3

Условие выбора/проверки Данные ВВЭ-М-10 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=630 А I_(макс расч)=319 А
i_дин≥i_уд i_дин=51 кА i_уд=14,29 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 t_тер=〖20〗^2∙3=
=1200 〖кА〗^2∙с B_K=25,04 〖кА〗^2∙с
I_отк≥I^'' I_отк=20 кА I^''=5,86 кА

Выключатель ВВЭ-М-10-20/630 У3 условиям выбора и проверки удовлетворяет.
16.9 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки секционного выключателя

Выбирается трансформатор тока ТОЛ-10-400/5 У2, класс точности 0,5 [6], технические характеристики приведены в таблице 16.7.

Таблица 16.7 – Параметры трансформатора тока ТОЛ-10-400/5 У2

U_H,кВ
I_1ном,А
n_T i_дин,кА
I_тер^2 t_тер,〖кА〗^2∙с Класс точности Номинальная нагрузка, Ом
10 400 400/5 100 〖31,5〗^2∙1=992,25 0,5 0,4

Определение величины вторичной нагрузки.

Таблица 16.8 – Подключенные приборы

Наименование прибора Класс точности Тип прибора Нагрузка, ВА
А С
Амперметр 1,5 Э377 0,1 0,1
Итого 0,1 0,1

Определение полного сопротивления вторичной, наиболее загруженной цепи:

r_2=r_K+r_пров+r_пр. (16.22)

Сопротивление проводов:

r_пров=0,0175∙(√3∙5)/4=0,038 Ом.

Сопротивление приборов:

r_приб=0,1/5^2 =0,004 Ом.

Полное сопротивление:

r_2=0,1+0,038+0,004=0,142 Ом.

Проверка трансформатора тока по термической, электродинамической и величине вторичной нагрузки стойкости сводятся в таблицу 16.9.
Таблица 16.9 –Выбор и проверка трансформатора тока ТОЛ-10-400/5 У2 в ячейке секционного выключателя

Условие выбора/проверки Данные ТОЛ-10-400/5 У3 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=400 А I_раб=319 А
i_дин≥i_уд i_дин=100 кА i_уд=14,29 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K 992,25 〖кА〗^2∙с B_K=25,04 〖кА〗^2∙с
r_2H≥r_2 r_2H=0,4 Ом r_2=0,142 Ом

Выбранный трансформатор тока ТОЛ-10-400/5 У2 удовлетворяет условиям выбора и проверки.

16.10 Выбор трансформатора тока отходящей кабельной линии

Для защиты кабельной линии от замыканий на землю принимаем к установке трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-10 [6].

16.11 Выбор ячейки отходящей линии

Выбирается ячейка К-104М [12], технические характеристики приведены в таблице 16.1.

I_(макс.расч)=S_(нагр.макс)/(√3∙U_нн ), (16.23)

I_(макс.расч)=2491,2/(√3∙10)=143,8 А.

Таблица 16.10 – Проверка выключателя ВВЭ-М-10-20/630 У3

Условие выбора/проверки Данные ВВЭ-М-10 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=630 А I_(макс.расч)=143,8 А
i_дин≥i_уд i_дин=51 кА i_уд=11,25 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K I_тер^2 t_тер=〖20〗^2∙3=
=1200 〖кА〗^2∙с B_K=12 〖кА〗^2∙с
I_отк≥I^'' I_отк=20 кА I^''=5,28 кА

Выключатель ВВЭ-М-10-20/630 У3 условиям выбора и проверки удовлетворяет.
16.12 Выбор и проверка трансформаторов тока ячейки отходящей линии

Выбирается трансформатор тока ТОЛ-10-150/5 У3, класс точности 0,5 [6].

Таблица 16.11 – Параметры трансформатора тока ТОЛ-10-150/5 У2

U_H,кВ
I_1ном,А
n_T i_дин,кА
I_тер^2 t_тер,〖кА〗^2∙с Класс точности Номинальная нагрузка, Ом
10 150 150/5 52 〖12,5〗^2∙1=156,25 0,5 0,4

Определение величины вторичной нагрузки.

Таблица 16.12 – Подключенные приборы

Определение полного сопротивления вторичной, наиболее загруженной цепи:

r_2=r_K+r_пров+r_пр. (16.24)

Сопротивление проводов:

r_пров=0,0175∙(√3∙5)/4=0,038 Ом.

Сопротивление приборов:

r_приб=2,1/5^2 =0,084 Ом.

Полное сопротивление:

r_2=0,1+0,038+0,084=0,222 Ом.

Проверка трансформатора тока по термической, электродинамической и величине вторичной нагрузки стойкости сводятся в таблицу 16.13.

Таблица 16.13 –Выбор и проверка трансформатора тока ТОЛ-10-150/5 У2 в ячейке отходящей линии

Условие выбора/проверки Данные ТОЛ-10-150/5 У2 Расчетные данные
U_ном≥U_уст U_ном=10 кВ U_уст=10 кВ
I_ном≥I_расч I_ном=150 А I_(макс расч)=143,8 А
i_дин≥i_уд i_дин=52 кА i_уд=11,25 кА
I_тер^2 t_тер≥B_K 156,25 〖кА〗^2∙с B_K=12 〖кА〗^2∙с
r_2H≥r_2 r_2H=0,4 Ом r_2=0,222 Ом

Выбранный трансформатор тока ТОЛ-10-150/5 У2 удовлетворяет условиям выбора и проверки.

16.13 Выбор и проверка трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения выбирается:
По номинальному напряжению U_ном≥U_уст;
По конструкции и схеме соединения обмоток;
По классу точности.

Выбирается трансформатор напряжения НАМИТ-10 УХЛ2, класс точности 0,5 [4]. Схема соединения обмоток НАМИТ-10 приведена на рисунке 9. Для защиты трансформатора напряжения выбираем предохранитель ПКН-001-10 У3 [6].

Таблица 16.14 – Параметры НАМИТ-10 УХЛ2

Параметр Значение
Номинальное напряжение, кВ 10
Номинальная вторичная нагрузка, ВА 200
Класс точности 0,5

Проверка трансформатора напряжения по вторичной нагрузке.

S_ном≥S_2, (16.25)

где S_2 – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;
S_ном – номинальная мощность трансформатора напряжения в выбранном классе точности, ВА.
Число отходящих линий от одной секции:

n=n_л/2=18/2=9.

Таблица 16.15 – Приборы, подключенные к трансформатору напряжения

Наименование n P,Вт
Число
катушек cosφ sinφ Тип Нагрузка
P,Вт
Q,ВАр
Вольтметр 4 2 1 1 - Э377 8 -
Счетчик активно-реактивной мощности для ячейки ввода 1 2 1 0,38 0,925 A 2 4,87
Счетчик активно-реактивной мощности отходящих линий 9 2 1 0,38 0,925 A 18 43,81
Счетчик активно-реактивной мощности в ячейке СН 1 2 1 0,38 0,925 A 2 4,87
Итого 12 24 53,55

Полная мощность всех установленных приборов на секции:

S_2=√(P^2+Q^2 )=√(〖24〗^2+〖53,55〗^2 )=58,7 BA,

S_ном=200 ВА>S_2=58,7 BA.

Условие проверки выполняется.

На стороне высокого напряжения 110 кВ устанавливается трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 [4].

Рисунок 9 – Схема соединения обмоток НАМИТ-10

17 Собственные нужды подстанции

На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на [13]:
- освещение подстанции внутреннее и наружное;
- на вентиляцию помещения;
- подогрев масла трансформатора;
- на подогрев приводов и шкафов релейной защиты в зимний период времени;
- на принудительную вентиляцию и обдув трансформаторов в летний период времени.

17.1 Выбор трансформатора собственных нужд

Мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно 1% от полной мощности подстанции [13]:

S_сн=0,01∙S_(п/с), (17.1)

S_сн=0,01∙ 11062=110,62 кВА.

Мощность трансформатора собственных нужд:

S_тсн=(k_c∙S_сн)/n_секц , (17.2)

где k_c=0,7 – коэффициент спроса;
n_секц – число секций на подстанции.

S_тсн=(0,7∙110,62)/2=38,7 кВА.

Выбирается трансформатор ТСЗ-40/10/0,4-У1 [6], в количестве 2 штук. На подстанции применяется постоянный оперативный ток.

Таблица 16.16 – Технические характеристики ТСЗ-40/10/0,4

Наименование Значение
Номинальная мощность, S_нт,кВА
40
Номинальное напряжение ВН, U_ВН,кВ
10
Номинальное напряжение НН, U_НН,кВ
0,4
Напряжение короткого замыкания, U_K,%
6
Габариты, мм
высота
ширина
длина
1190
690
1000
Вес, кг 350

Рисунок 10 – Схема подключения ТСН

17.2 Выбор предохранителей для защиты трансформатора собственных нужд

Выбор предохранителя для защиты трансформатора собственных нужд.

Предохранитель выбирается:
По роду установки;
По номинальному напряжению U_ном≥U_уст;
По номинальному току I_ном≥I_уст.

Номинальный ток трансформатора:

I_(тр ном)=S_ном/(√3∙U_ном ), (17.3)

I_(тр ном)=40/(√3∙10)=2,3 А.

Номинальный ток плавкой вставки:

I_(н вс)=(1,5÷2)∙I_(тр ном), (17.4)

где I_(тр ном)- номинальный ток трансформатора, А.

I_(н вс)=(1.5÷2)∙2,3=3,45÷4,6 А.

Выбирается предохранитель ПКТ 101-10-5-31,5 У3 [6] с номинальным током I_ном=5 А и током отключения I_отк=20 кА.
Данный предохранитель условиям выбора и проверки удовлетворяет.

18 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

18.1 Расчёт капитальных затрат на кабельные линии

Капитальные затраты на кабельные линии определяются согласно выражению, с учётом стоимости монтажа и коэффициента учитывающего регион строительства сети [14]:

K_кл=∑_i^m▒〖(L_i∙K_уi∙k_1 )+L_i∙K_монт∙〗 k_1, (18.1)

где L_i – протяженность участка кабельной линии, км;
K_уi – удельная стоимость 1 км кабельной линии, руб/км [34];
k_1 – поправочный коэффициент к стоимости строительства, принимается равным 1,14 для Оренбургской области;
K_монт – стоимость работ по монтажу кабельных линий, руб/км;
m – количество кабелей.

Стоимость монтажа кабелей определяется по территориальным единичным расценкам (ТЕР) на монтаж оборудования Оренбургской области 2001 года [47].
Результаты расчетов сведены в таблицу 18.1 и 18.2.

Таблица 18.1 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии 1 вариант

Участок Марка кабельной линии m, шт L, км Тип монтажа Цена 1 км КЛ, руб. Стоимость монтажа, руб./км Общая стоимость, руб.
ГПП – ТП-1 АРкВнг 3х35 2 0,332 Траншея до 35 821968,25 492758 938416,49
ТП-2 – ТП-3 АРкВнг 3х35 2 0,154 Траншея до 35 821968,25 492758 435289,58
ГПП – ТП-2 АРкВнг 3х70 2 0,315 Траншея до 90 1050015,55 612215 1128313,34
ГПП – Цех 8 АРкВнг 3х25 1 0,613 Траншея до 35 744234 492758 999924,62
ГПП – Цех 8 АРкВнг 3х25 1 0,722 Траншея до 35 744234 492758 1320033,76
ГПП – ТП-4 АРкВнг 3х25 2 0,723 Траншея до 35 744234 492758 1931196,05
ГПП – Цех 9 АРкВнг 3х50 1 0,545 Траншея до 90 899702,5 612215 1090920,78
ГПП – Цех 9 АРкВнг 3х50 1 0,656 Траншея до 90 899702,5 612215 1473753,53
ГПП – ТП-6 АРкВнг 3х50 2 0,576 Траншея до 90 899702,5 612215 1882783,30
ТП-6 – ТП-5 АРкВнг 3х35 2 0,111 Траншея до 35 821968,25 492758 313747,68
ГПП – Цех 7 АРкВнг 3х35 1 0,805 Траншея до 35 821968,25 492758 1375690,78
ГПП – Цех 7 АРкВнг 3х35 1 0,889 Траншея до 35 821968,25 492758 1694465,87
Итого 8,652 14584535,76

Таблица 18.2 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии 2 вариант

Участок Марка кабельной линии m, шт L, км Тип монтажа Цена 1 км КЛ, руб. Стоимость монтажа, руб./км Общая стоимость, руб.
ГПП – ТП-1 АРкВнг 3х35 2 0,332 Траншея до 35 821968,25 492758 938416,49
ГПП – ТП-3 АРкВнг 3х35 2 0,304 Траншея до 35 821968,25 492758 859272,93
ГПП – ТП-2 АРкВнг 3х35 2 0,315 Траншея до 35 821968,25 492758 890365,05
ГПП – Цех 8 АРкВнг 3х25 1 0,613 Траншея до 35 744234 492758 999924,62
ГПП – Цех 8 АРкВнг 3х25 1 0,722 Траншея до 35 744234 492758 1320033,76
ГПП – ТП-4 АРкВнг 3х25 2 0,727 Каб.канал до 35 744234 3058620 6418796,41
ГПП – Цех 9
АРкВнг 3х50 1 0,57 Каб.канал до 50 899702,5 3245125 3842328,68
ГПП – Цех 9 АРкВнг 3х50 1 0,657 Каб.канал до 50 899702,5 3245125 5281608,22
ГПП – ТП-6 АРкВнг 3х35 2 0,576 Каб.канал до 35 821968,25 3058620 5175143,71
ТП-6 – ТП-5 АРкВнг 3х35 2 0,111 Каб.канал до 35 821968,25 3058620 997293,32
ГПП – Цех 7 АРкВнг 3х35 1 0,805 Каб.канал до 35 821968,25 3058620 5093624,82
ГПП – Цех 7 АРкВнг 3х35 1 0,889 Каб.канал до 35 821968,25 3058620 6712778,77
Итого 8,986 38529586,77
18.2 Расчёт капитальных затрат на сооружение подстанций и распределительных пунктов

18.2.1 Капитальные затраты на сооружение трансформаторных подстанций

Капитальные затраты складываются из стоимости монтажа и стоимости оборудования:

K_(п/ст,РУ)=(N_ктп∙(∑▒〖K_ктп+K_(м.ктп) 〗))+∑▒〖N_т∙K_т 〗+∑▒〖N_я∙(K_я+K_(м.я) ) 〗+k_с∙S_зру, (18.2)

где N_ктп – количество КТП;
K_ктп – стоимость КТП [39];
K_(м.ктп) – капитальные затраты на монтаж КТП;
N_т – количество силовых трансформаторов 10 кВ;
K_т – стоимость одного трансформатора [40];
N_я – количество ячеек 10 кВ;
K_я – стоимость одной ячейки 10 кВ [41];
K_(м.я) – капитальные затраты на монтаж ячейки;
k_с – удельная стоимость постройки 1 м^2 здания под ЗРУ;
S_зру – площадь здания ЗРУ.

18.2.1.1 Стоимость монтажа трансформаторных подстанций

Стоимость монтажа двухтрансформаторной ТП определяется согласно таблице 18.3.
Стоимость монтажа двухтрансформаторной подстанции – 122 356 руб.
Стоимость монтажа однотрансформаторной подстанции – 88 645 руб.
Стоимость монтажа 6-и ТП:

Кмонт.ТП = 6•122 356 = 734 136 руб.

18.2.1.2 Стоимость оборудования трансформаторных подстанций

Стоимость КТП зависит от типа (проходная, тупиковая) и от мощности устанавливаемого трансформатора. Стоимости КТП и трансформаторов представлены в таблице 18.3.

Таблица 18.3 – Стоимость оборудования и монтажа трансформаторных подстанций I и II вариантов
Наименование Тип Цена, руб. Стоимость монтажа, руб. Кол-во Стоимость, руб.
1, 2 вариант
2КТП-630/10/0,4 тупиковая 322000 122356 1 444 356
2КТП-1250/10/0,4 тупиковая 536000 122356 3 1 975 068
2КТП-1250/10/0,4 проходная 612000 122356 2 1 468 712
ТСЗ-630/10/0,4 540000 2 1 080 000
ТСЗ-1250/10/0,4 859000 10 8 590 000
Итого 13 558 136

18.2.2 Капитальные затраты на сооружение распределительных устройств

Капитальные затраты складываются из стоимости зданий и стоимости оборудования и его монтажа.

18.2.2.1 Капитальные затраты на сооружение зданий ЗРУ ГПП

Площадь ЗРУ ГПП определяется количеством ячеек КРУ. Учитываются вводные, секционные ячейки, ячейки отходящих линий, трансформаторов напряжения и трансформаторов собственных нужд (таблица 18.4).

Таблица 18.4 – Количество ячеек КРУ в ЗРУ ГПП

Наименование Тип ячейки КРУ Количество, шт
I вариант II вариант
К-104М Вводная 2 2
Секционная 1 1
Отходящих линий 14 16
НАМИТ-10 ТН 2 2
ТСЗ-40/10/0,4 ТСН 2 2
Итого 21 23

При однорядной установке ячеек ширина зданий РУ с учетом коридоров обслуживания составляет 4,3 метра. Длина зданий РУ определяется согласно таблице 18.5. Стоимость строительства здания определяется площадью и удельной стоимостью промышленного здания 13850 руб/м2.

Таблица 18.5 – Стоимость зданий РУ
Наименование Количество ячеек, шт. Длина,
м Ширина, м Площадь, м2 Стоимость, руб.
ЗРУ ГПП I вариант 21 15,75 4,3 67,73 937991,25
ЗРУ ГПП II вариант 23 17,25 4,3 74,18 1027323,75

18.2.2.2 Капитальные затраты на оборудование ЗРУ и его монтаж

Стоимость ячеек «К-104М» [41] зависит от типа устанавливаемого оборудования. Стоимости ячеек и их монтаж представлены в таблицах 18.6 и 18.7.

Таблица 18.6 – Стоимость оборудования ЗРУ 1 варианта
Тип оборудования Количество, шт. Стоимость единицы, руб. Стоимость монтажа единицы, руб. Общая стоимость, руб.
КРУ
К-104М Вводная 2 561444 37536 1 197 960
Секционная 1 537962 37536 575 498
Отходящая 14 433414 37536 6 593 300
ТН (НАМИТ-10) 2 37536 223 814,2
ТСН (ТСЗ-40/10) 2 37536 316 072
Итого 8 906 644,2

Таблица 18.7 – Стоимость оборудования ЗРУ 2 варианта
Тип оборудования Количество, шт. Стоимость единицы, руб. Стоимость монтажа единицы, руб. Общая стоимость, руб.
КРУ
К-104М Вводная 2 561444 37536 1 197 960
Секционная 1 537962 37536 575 498
Отходящая 16 433414 37536 7 535 200
ТН (НАМИТ-10) 2 37536 223 814,2
ТСН (ТСЗ-40/10) 2 37536 316 072
Итого 9 848 544,2

18.3 Определение суммарных капитальных вложений

В состав капитальных вложений входит плата за технологическое присоединение.
Плата за техническое присоединение [42]:
I вариант: 332 069,89 руб.
II вариант: 332 069,89 руб.

Для I варианта капитальные вложения составят:
К_I=(14 584 535,76)∙1,14+(13 558 136+8 906 644,2+937 991,25)∙1,14+
+332 069,89=16 626 370,77+26 679 159,45+332 069,89=
=43 637 600,11 руб.
Для II варианта капитальные вложения составят:
К_II=(38 529 586,77)∙1,14+(13 558 136+9 848 544,2+1 027 323,75)∙1,14+
+332 069,89=43 923 728,92+27 854 764,5+332 069,89=
=72 110 563,31 руб.

18.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии:

С = Сэ + Сот + Ссн + Снс + Срэ + Срс + Са + Сос + Скр + Соб + Спр, (18.3)

где Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии;
Сот – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала;
Ссн – отчисления страховых взносов во внебюджетные фонды;
Снс – отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве;
Срэ – годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения;
Срс – годовые затраты на ремонт строительной части;
Са – амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов;
Сос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия;
Скр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков;
Соб – общесетевые расходы;
Спр – прочие расходы.

СI = 1 489 852,47+ 1 876 327,69+562 898,31+7 505,31+1 422 893,75+
+108 263,83+2 857 160,74+65 456,4+164 087,92+436 376,0+
+73 401,94 = 9 064 224,34 руб.,

СII= 1 448 235,44+1 888 035,99+566 410,8+7 552,14+2 096 581,58+
+179 446,23+4 310 199,03+108 165,84+195 443,6+721 105,63+
+73 859,97 = 11 595 036,27 руб.

18.4.1 Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов и потерь электроэнергии по формуле:

(18.4)

где – ставка за оплату потерь электроэнергии в сетях, руб/МВт∙ч составляет 1941,78 руб/МВт∙ч [43];
– годовые потери электроэнергии в кВт•ч.

(18.5)

где - годовые потери активной энергии в кабельных линиях, кВт•ч;
- годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт•ч.

Потери электроэнергии в КЛ:

(18.6)

где - наибольшие потери активной мощности, МВт;
- годовое время максимальных потерь, ч.

(18.7)

τ_М=〖(0,124+6150/〖10〗^4 )〗^2∙8760=4784 ч.

Потери электроэнергии в КЛ:

〖∆W〗_КЛI=77,03∙4784=368 513,06 кВт∙ч.,

〖∆W〗_КЛII=72,55∙4784=347 080,65 кВт∙ч.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

(18.8)

〖∆W〗_ТРI=〖∆W〗_ТРII=31,53∙4784+28,3∙8760=398 748,15 кВт∙ч.

Годовые потери электроэнергии:

〖∆W〗_ГI=〖∆W〗_КЛI+〖∆W〗_ТРI=368 513,06+398 748,15=767,26121 МВт∙ч.,

〖∆W〗_ГII=〖∆W〗_КЛII+〖∆W〗_ТРII=347 080,65+398 748,15=745,8288 МВт∙ч.

Стоимость потерь электрической энергии:

С_ЭI=1941,78∙767,26121=1 489 852,47 руб.,

С_ЭII=1941,78∙745,8288=1 448 235,44 руб.

18.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

Годовой фонд оплаты труда рабочих:

, (18.9)

где - основная заработная плата;
– доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы [14];
– доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда [14];
– доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда [14];
– доплаты по районному коэффициенту, для Оренбургской области равен 1,15 [44].

(18.10)

где – соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, человек;
– действительный фонд рабочего времени в год, час. (1742 ч.);
– часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

Нормативы численности персонала по ремонту и техническому обслуживанию [14]:
- для КЛ напряжением 10 кВ составляет 3,81 человек на 100 км линии;
- для двухтрансформаторной КТП напряжением 10 кВ 2,87 человек на 100 единиц, для однотрансформаторной КТП- 2,58 человек на 100 единиц;
- для трансформатора 10 кВ 1,71 человек на 100 единиц;
- для ячейки КРУ 0,88 человек на 100 единиц;
- оперативного персонала ПС – 0,66 чел.

Расчетная численность персонала I варианта:
– для КЛ 10 кВ: (3,81 чел • 8,652 км) / 100 км = 0,33 чел.;
– для КТП: (2,87 чел • 6 КТП) / 100 КТП = 0,172 чел.;
– для трансформаторов: (1,71 чел • 12 тр-ров) / 100 тр-ров = 0,205 чел.;
– для ячеек КРУ: (0,88 чел • 21 КРУ) / 100 КРУ = 0,185 чел.;
– для ПС (оперативный персонал): 0,66 чел • 6 КТП = 3,96 чел.
Поправочные коэффициенты [14]: К1 = 1,11; К2 = 1,1; К3 = 1,15.
Для II варианта расчет аналогичен. Результаты сводятся в таблицу 18.8.

Таблица 18.8 – Сводная таблица нормативной численности персонала
Группа оборудования Расчетная численность персонала Поправочные коэффициенты Нормативная численность персонала В том числе специалисты, руководители, служащие
К1 К2 К3 % чел.
I вариант
КЛ 10 кВ 0,33 1,11 1,1 1,15 0,463 30 0,139
КТП 0,172 1,11 1,1 1,11 0,233 20 0,047
Транс-ры 0,205 1,11 1,1 1,11 0,278 30 0,083
Ячейки КРУ 0,185 1,11 1,1 1,11 0,250 30 0,075
Оперативный персонал 3,96 1,11 1,1 1,11 5,366 20 1,073
Итого 4,852 6,59 1,417
II вариант
КЛ 10 кВ 0,342 1,11 1,1 1,15 0,481 30 0,144
КТП 0,172 1,11 1,1 1,11 0,233 20 0,047
Транс-ры 0,205 1,11 1,1 1,11 0,278 30 0,083
Ячейки КРУ 0,202 1,11 1,1 1,11 0,274 30 0,082
Оперативный персонал 3,96 1,11 1,1 1,11 5,366 20 1,073
Итого 4,882 6,632 1,43

Количество рабочих:

(18.11)
RI= 6,59 – 1,417 = 5,173 чел.,
RII= 6,632 – 1,43 = 5,202 чел.
Распределение рабочих по специальностям производится согласно [14] (таблица 18.9).
Таблица 18.9 – Распределение рабочих по специальностям

Разряд Специальность Кол-во чел. Часовая тарифная ставка, руб.
I вариант
III Электромонтер связи 1 48
Слесарь по ремонту электрооборудования 1
Электромонтер по обслуживанию подстанций 1
IV Электромонтер по обслуживанию подстанций 1 54
Электромонтер по ремонту обмоток 1,173
II вариант
III Электромонтер связи 1 48
Слесарь по ремонту электрооборудования 1
Электромонтер по обслуживанию подстанций 1
IV Электромонтер по обслуживанию подстанций 1 54
Электромонтер по ремонту обмоток 1,202

Годовой фонд основной заработной платы рабочих:

Фо.рI =1742• (3•48+2,173•54) = 455 257,76 руб.,

Фо.рII =1742• (3•48+2,202•54) = 457 985,74 руб.

Доплаты:

ДчI =0,85• Фо.рI=0,85•455 257,76 = 386 969,1 руб.,

ДдI =0,04• (Фо.рI+ ДчI )=0,04•(455 257,76 +386 969,1) = 33 689,07 руб.,

ДмI =0,06• (Фо.рI+ ДчI+ ДдI)=0,06•(455 257,76 +386 969,1 +33 689,07) = 52 554,96 руб.,

ДчII =0,85• Фо.рII=0,85•457 985,74 = 389 287,88 руб.,

ДдII =0,04• (Фо.рII+ ДчII )=0,04•(457 985,74 +389 287,88) = 33 890,94 руб.,

ДмII=0,06• (Фо.рII+ДчII+ДдII)=0,06•(457 985,74+389 287,88+33 890,94)=52 869,87 руб.

Годовой фонд оплаты труда рабочих:

Сфот.рабI = Kр.к. • (Фо.рI + ДчI + ДдI + ДмI) =
= 1,15•(455 257,76 +386 969,1 +33 689,07+52 554,96) = 1 067 741,53 руб.,
Сфот.рабII = Kр.к. • (Фо.рII + ДчII + ДдII + ДмII) =
= 1,15•(457 985,74 +389 287,88+33 890,94+52 869,87) = 1 074 139,59 руб.

Годовой фонд оплаты труда служащих:

(18.12)

где - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;
m – номенклатура должностей, человек;
- доплаты по районному коэффициенту (1,15);
- дополнительная заработная плата (1,85).

Всего служащих по расчету для I варианта 1,417 человек, для II варианта 1,43 человек. Распределение служащих по должностям производится согласно [14] (таблица 18.10).

Таблица 18.10 – Распределение служащих по должностям

Должность Количество, чел. Месячный оклад, руб.
I вариант
Главный энергетик 1 25000
Инженер-электрик 0,417 16000
Всего 1,417 -
II вариант
Главный энергетик 1 25000
Инженер-электрик 0,43 16000
Всего 1,43 -

Годовой фонд оплаты труда служащих:
Со.с.I = 12•1,15•1,85•(25000•1+16000•0,417) = 808 586,16 руб.,
Со.с.II = 12•1,15•1,85•(25000•1+16000•0,43) = 813 896,4 руб.

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала:
- для I варианта:

Со.т.I = Сфот.рабI + Со.с.I = 1 067 741,53+808 586,16 = 1 876 327,69 руб.
- для II варианта:

Со.т.II = Сфот.рабII + Со.с.II = 1 074 139,59+813 896,4 = 1 888 035,99 руб.

18.4.3 Отчисления страховых взносов во внебюджетные фонды

Согласно [45] страховые взносы во внебюджетные фонды составляют 30% от фонда заработной платы:
– для I варианта сети:

Сс.нI = 0,30• Со.т.I = 0,30•1 876 327,69 = 562 898,31 руб.

– для II варианта сети:

Сс.нII = 0,30• Со.т.II = 0,30•1 888 035,99 = 566 410,8 руб.

18.4.4 Отчисления на страхование от несчастных случаев на производстве

Отчисления на страхование от несчастных случаев на производстве составляют 0,4% от фонда оплаты труда:
– для I варианта сети:

Сн.сI = 0,004• Со.т.I = 0,004•1 876 327,69 = 7 505,31 руб.
– для II варианта сети:

Сн.сII = 0,004• Со.т.II = 0,004•1 888 035,99 = 7 552,14 руб.

18.4.5 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения

Материальные затраты на ремонт кабельных линий и электрооборудования:

, (18.13)

где , - нормы отчислений на ремонт и обслуживание оборудования и электрических сетей (2,3% для КЛ и 3,9% для подстанций и РУ).

I вариант:

С_рэ=(16 626 370,77 ∙2,3)/100+(26 679 159,45∙3,9)/100=1 422 893,75 руб.
II вариант:

С_рэ=(43 923 728,92∙2,3)/100+(27 854 764,5∙3,9)/100=2 096 581,58 руб.

18.4.6 Затраты на ремонт строительной части

Срс = 0,01 0,25 К, (18.14)

где К – инвестиции в сеть электроснабжения.

I вариант:

СрсI = 0,01 0,25•(43 637 600,11 – 332 069,89) = 108 263,83 руб.

II вариант:

СрсII = 0,01 0,25 (72 110 563,31 – 332 069,89) = 179 446,23 руб.

18.4.7 Отчисления на обязательное страхование имущества

С_ос=0,0015∙К, (18.15)

I вариант:

СосI = 0,0015•43 637 600,11 = 65 456,4 руб.
II вариант:

СосII = 0,0015•72 110 563,31 = 108 165,84 руб.

18.4.8 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

, (18.16)

где Фр - ставка рефинансирования, Фр = 0,0825 [46].

I вариант:

Скр = 0,5•0,0825•(1 876 327,69+562 898,31+7 505,31+1 422 893,75+
+108 263,83) = 164 087,92 руб.
II вариант:

Скр = 0,5•0,0825•(1 888 035,99+566 410,8+7 552,14+2 096 581,58+
+179 446,23) = 195 443,6 руб.

18.4.9 Общесетевые расходы

, (18.17)

I вариант:

Соб = 0,01•43 637 600,11 = 436 376,0 руб.

II вариант:

Соб = 0,01•72 110 563,31 = 721 105,63 руб.

18.4.10 Прочие расходы

; (18.18)

I вариант:

Спр = 0,03•(1 876 327,69+562 898,31+7 505,31) = 73 401,94 руб.

II вариант:

Спр = 0,03•(1 888 035,99+566 410,8+7 552,14) = 73 859,97 руб.

18.4.11 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов:

(18.19)

где – амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей, руб/год;
– инвестиции в электрооборудование и электрические сети, руб.;
– нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и КЛ (5,0% для всех остальных кабелей и 7,5% для оборудования подстанций и РУ в соответствии с [14]).

I вариант:

С_а=(16 626 370,77∙5)/100+((26 679 159,45+332 069,89)∙7,5)/100=2 857 160,74 руб.

II вариант:

С_рэ=(43 923 728,92∙5)/100+((27 854 764,5+332 069,89)∙7,5)/100=4 310 199,03 руб.

18.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

(18.20)

где Ууд – удельный ущерб от отключений электроснабжения, принимается для предприятия станкостроительной промышленности 67,3 руб./(кВт•ч);
Рср – мощность потребителей III категории, кВт;
h – продолжительность перерыва электроснабжения, ч. [15];
q – коэффициент режима работы.

, (18.21)
q=6150/8760=0,702.

Мощность потребителей III категории: РсрIII = 561,5 кВт.

Для I варианта:

У=67,3∙0,702∙561,5∙(12/2,5∙8,652/100+16/2,3∙12/100+20/2∙21/100)=88 877,3 руб.

Для II варианта:

У=67,3∙0,702∙561,5∙(12/2,5∙8,986/100+16/2,3∙12/100+20/2∙23/100)=94 608,6 руб.

Суммарные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

. (18.22)

Для I варианта:

СпрI = 9 064 224,34+88 877,3=9 153 101,64 руб.

Для II варианта:

СпрII = 11 595 036,27+ 94 608,6=11 689 644,87 руб.

18.6 Годовые приведенные затраты

Годовые приведенные затраты:

(18.23)

где - нормативный коэффициент экономической эффективности (для энергетики 0,15).

I вариант:

ЗI = 43 637 600,11∙0,15+9 153 101,64=15 698 741,65 руб.

II вариант:

ЗII = 72 110 563,31∙0,15+11 689 644,87=22 506 229,37 руб.

В результате технико-экономического сравнения двух вариантов распределительной сети по критерию минимума приведенных затрат выбирается I вариант.

ЗI =15 698 741,65 руб. < ЗII = 22 506 229,37 руб. на 43,36 %.

18.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта

Инвестирование проводится поэтапно в течение 3-х лет (таблица 18.11).

Таблица 18.11 – Распределение капитальных вложений по годам

Год строительства Доля ежегодных вложений, % Величина годовых капитальных вложений, руб.
1 45 19 636 920,05
2 30 13 091 280
3 25 10 909 400,03
Итого 100 43 637 600,11

Капитальные вложения с учетом фактора времени

(18.24)

где - инвестиции i-года;
t – порядковый год строительства (t=1,2..4);
T – срок строительства в годах;
- норматив приведения разновременных затрат (0,15).

К_(с учет.факт.вр.)=19 636 920,05∙(1+0,15)^(3-1)+13 091 280∙(1+0,15)^(3-2)+
+10 909 400,03∙〖(1+0,15)〗^(3-3)=51 934 198,84 руб.

Для оценки инвестиционного проекта необходимо рассмотреть полный инвестиционный цикл. Для этого предполагается, что первый год требуется для проектирования и согласования проекта, при этом стоимость этих работ принимается 5% от капитальных вложений:

. (18.25)

Инвестирование в проект происходит в течение трех лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 18.11.
При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год [14].
Доходы от деятельности предприятия электрических сетей:

, (18.26)

где - расчетная активная нагрузка по заводу, 10 211 кВт;
Z_пер – тариф на услуги по передаче электрической энергии по сетям Оренбургской области, (руб.)/(кВт∙ч).

Z_пер=α∙12/T_m +β, (18.27)

где - ставка на содержание электрических сетей на услуги по передаче электрической энергии, руб./ кВт•мес.;
- ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на услуги по передаче электрической энергии, руб./ кВт•ч.

Z_пер=(169,69∙12)/6150+0,06704=0,40 (руб.)/(кВт∙ч),

Д=6150∙10 211∙0,40=25 002 409,54 руб.

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 18.11. В 5-11 года затраты определяются по формуле:

. (18.28)

Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами:

, (18.29)

где Р – текущая прибыль.

Дисконтированные затраты по годам:

, (18.30)

где - норма дисконта [14];
n - год.

Кроме основных затрат на производство предприятие платит НДС и налог на имущество:

, (18.31)

Н_и=0,007∙К_∑. (18.32)

Сумма НДС, выплачиваемая предприятием, будет увеличиваться пропорционально затратам на 3%, а налог на имущество снижаться, т.к. при начислении амортизации стоимость ОПФ будет уменьшаться на 5% в год.
Текущая прибыль без налогов:

. (18.33)

Прибыль в распоряжении предприятия:

. (18.34)

Средства в распоряжении предприятия:

. (18.35)

Дисконтированная прибыль по годам определяется по формуле, начиная с 5 года:

. (18.36)

Чистый дисконтированный доход в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, далее ЧДД определяется как сумма между предыдущим значением ЧДД и дисконтированной прибылью по соответствующему году. Срок окупаемости проекта будет считаться с момента получения предприятием дохода.

Фактический срок окупаемости:

, (18.37)

где - целое число лет от начала эксплуатации РЭС, когда ЧДД остается отрицательным;
- дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

(18.38)

где - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД;
- величина последующего после него положительного значения ЧДД.

Индекс рентабельности:

, (18.39)

где Пд – дисконтированная прибыль;
Зд – дисконтированные затраты.

Расчет НДС приводится в таблице 18.12. Расчеты показателей экономической эффективности приведены в таблице 18.13.

Т_(ф.ок)=5+|-4,811|/(|-4,811|+2,223)=5,684 г.

Таблица 18.12 – Расчет налога на добавленную стоимость

Показатели Годы эксплуатационной фазы Т2
5 6 7 8 9 10 11
1 Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03, млн.руб 2,52 2,60 2,67 2,75 2,85 2,92 3,00
2 Текущая прибыль, млн.руб 15,85 16,82 17,93 18,98 20,06 21,29 22,61
3 Всего добавленная стоимость, млн.руб 18,37 19,42 20,60 21,72 22,91 24,21 25,61
4 Налог на добавленную стоимость, млн.руб 3,31 3,50 3,71 3,91 4,12 4,36 4,61

Индекс рентабельности:

IR=(∑▒П_д )/(∑▒З_д )=(7,176+7,148+6,827+6,972+6,686+7,034+6,822)/(1,914+20,338+10,434+6,933)=1,228.

Рентабельность инвестиций:

R=IR∙n_д=1,228∙(0,09…0,14)=0,111…0,172.

Расчет внутренней нормы доходности Ев.н производится аналитическим методом. В данном методе задаются величиной Ев.н и определяют разницу между дисконтированными затратами и доходами. Если разница равна 0, то заданная принятая величина внутренней нормы доходности является истинным значением.
Принимается для проекта Е_вн=0,13155, тогда:

2,182/〖(1+0,13155)〗^1 +25,97/〖(1+0,13155)〗^2 +15,055/〖(1+0,13155)〗^3 +10,909/〖(1+0,13155)〗^4 =39,256,

12,647/(1+0,13155)^5 +13,369/(1+0,13155)^6 +14,173/(1+0,13155)^7 +14,945/(1+0,13155)^8 +
+15,765/〖(1+0,13155)〗^9 +16,651/〖(1+0,13155)〗^10 +17,603/〖(1+0,13155)〗^11 =39,256.

Обе части выражения равны, следовательно, Е_вн=0,13155.

ПУСТОЙ ЛИСТ

тут волшебная таблица

Таблица 18.14 – Таблица критериев экономической эффективности первого варианта сети

Критерии (показатели) эффективности Значение показателей Вывод по эффективности
по расчету по нормативу
1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб 9,045 >0 проект эффективен
2 Внутренняя норма доходности, Евн, ед. 0,13155 0,09-0,14 проект эффективен
3 Срок окупаемости инвестиций, год 5,684 <7 проект эффективен
4 Рентабельность инвестиций, ед. 0,111- 0,172 0,09-0,14 проект эффективен

Таблица 18.15 – Сводная таблица экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схем районной электрической сети

Показатели I вариант II вариант
1 Первоначальные инвестиции, руб. 43 637 400,11 72 110 563,31
2 Инвестиции с учетом фактора времени, руб. 51 934 198,84 85 820 584,16
3 Текущие эксплуатационные затраты, руб. 9 064 224,34 11 595 036,27
3.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии, руб. 1 489 852,47 1 448 235,44
3.2 Амортизационные отчисления, руб. 2 857 160,74 4 310 199,03
3.3 Фонд оплаты труда, руб. 1 876 327,69 1 888 035,99
3.4 Страховые взносы во внебюджетные фонды, руб. 562 898,31 566 410,8
3.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб. 7 505,31 7 552,14
3.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование, руб. 1 422 893,75 2 096 581,58
3.7 Затраты на ремонт строительной части, руб. 108 263,83 179 446,23
3.8 Отчисления на обязательное страхование имущества, руб. 65 456,4 108 165,84
3.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом, руб. 164 087,92 195 443,6
3.10 Общесетевые расходы, руб. 436 376,0 721 105,63
3.11 Прочие расходы, руб. 73 401,94 73 859,97
4 Ущерб от перерывов в электроснабжении, руб. 88 877,3 94 608,6
5 Годовые приведенные затраты, руб. 15 698 741,65 22 506 229,37
6 Показатели экономической эффективности
инвестиционного проекта схемы РЭС: - -
6.1 ЧДД, млн.руб. 9,045 -
6.2 Внутренняя норма доходности инвестиций, ед. 0,13155 -
6.3 Фактический срок окупаемости, год. 5,684 -
6.4 Рентабельность, ед. 0,111 - 0,172 -

19 Релейная защита

19.1 Выбор автоматов QF2, QF1 и расчёт их защитных характеристик

19.1.1 Расчет уставок секционного автомата QF2

Максимальный рабочий ток:

I_(раб.max)=(K_(з.ф)∙S_номТП4)/(√3∙U_ном ), (19.1)

где K_(з.ф)- фактический коэффициент загрузки трансформатора;
S_номТП4- номинальная полная мощность трансформатора ТП-4.

I_(раб.max)=(0,53∙1250)/(√3∙0,4)=955 А.

Номинальный ток расцепителя:

I_(р.ном.расч)=1,1∙955=1050 А.

Выбираем автомат марки Э25С-УХЛ3 1000 [36] с максимальным расцепителем тока МРТ5, I_(р.ном)=1000 А.

I_(р.ном)=К_рег∙I_(р.ном), (19.2)

I_(р.ном)=1,1∙1000=1100 А,

1100 А≥ 1050 А.

Условие выполняется.

Максимальная токовая защита:

I_(с.з.)^III=1,25〖∙I〗_(р.ном)=1,25∙1100=1375 А.

Время срабатывания: t_(с.з.)^III=4 с.

Токовая отсечка с выдержкой времени:

Ток допустимой перегрузки:

I_(доп.перегр.)=〖1,4∙I〗_(раб.max)=1,4∙955=1337 А.
Расчетный ток срабатывания:

I_(с.з.расч)^II=〖K_зап∙I〗_(доп.перегр.), (19.3)

где K_зап- коэффициент запаса, K_зап=1,5 согласно [16].

I_(с.з.расч)^II=1,5∙1337=2005,5 А.

I_(с.з.)^II=〖К_рег∙I〗_(р.ном), (19.4)

где К_рег- кратность регулятора, К_рег=3.

I_(с.з.)^II=3∙1100=3300 А.

Время срабатывания: t_(с.з.)^II=0,25 с.

Токовая отсечка:

I_(с.з.)^I=〖K∙I〗_(с.з.)^II, (19.5)

где K- кратность тока срабатывания, K=2,6.

I_(с.з.)^I=2,6∙3300=8580 А.

Оценка чувствительности защит:

K_ч=I_(кз.min)/I_(с.з.) , (19.6)

где I_(кз.min)- минимальный ток короткого замыкания, для трансформатора со схемой соединения Д/У0, работающего с глухо-заземлённой нейтралью [18], I_(к.з.)^((3))=I_(к.з.)^((1)).

I_(кз.min)=24580 А,

K_ч^II=24580/3300=7,45>3.

Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.

19.1.2 Расчет уставок вводного автомата QF1

Максимальный рабочий ток:

I_(раб.max)=2∙(0,53∙1250)/(√3∙0,4)=1910 А .

Номинальный ток расцепителя:

I_(р.ном.расч)=1,1∙1910=2101А .

Выбираем автомат марки Э25С-УХЛ3 2500 [36] с максимальным расцепителем тока МРТ5, I_(р.ном)=2500 А.

I_(р.ном)=К_рег∙I_(р.ном), (19.7)

I_(р.ном)=0,85∙2500=2125 А,

2125 А≥2101 А.

Условие выполняется.

Максимальная токовая защита:

I_(с.з.)^III=1,25∙2125=2656 А.

Время срабатывания: t_(с.з.)^III=8 с.

Токовая отсечка с выдержкой времени:

Ток допустимой перегрузки:

I_(доп.перегр.)=1,4∙1910=2674 А.

Расчетный ток срабатывания:

I_(с.з.расч)^II=1,5∙2674=4011 А.

Принимаем К_рег=3.

I_(с.з.)^II=3∙2125=6375 А.

Время срабатывания: t_(с.з.)^II=0,4 с.
Токовая отсечка:

I_(с.з.)^I=2,6∙6375=16575 А.

Оценка чувствительности защит:

K_ч^II=24580/6375=3,85>3.

Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.

19.2 Выбор плавких вставок предохранителей F

Номинальный ток трансформатора:

I_(тр.ном)=S_номТ2/(√3∙U_ном ), (19.8)

I_(тр.ном)=1250/(√3∙10,5)=68 А.

Ток плавкой вставки:

I_(пл.вст.)=(1,5÷2)∙I_(тр.ном), (19.9)

I_(пл.вст.)=(1,5÷2)∙68=102÷136 А.

Для обеспечения селективности с вышестоящей защитой кабельной линии ГПП – ТП-4 принимаем предохранитель марки ПКТ-103-10-100-12,5 У3 с I_(пл.вст.ном.)=100 А [37].

Время перегорания плавкой вставки предохранителя:

I_к^((2))=√3/2∙I_(к.з.К4)^((3)),

I_к^((2))=√3/2∙3,62=3,149 кА.

По времятоковой характеристике t_откл=f(I_К) при токе I_K=3,149 кА определяем: t_отклF=0,01 с.

19.3 Расчёт защит кабельной линии ГПП – ТП-4

19.3.1 Расчёт двухступенчатой защиты от КЗ кабельной линии ГПП – ТП-4

Защита выполняется на микропроцессорном терминале «БМРЗ-КЛ-11-69-12» [29].
Параметры защищаемой линии: марка кабеля АРкВнг 3х25, число кабельных линий n = 2, длина кабельной линии L = 0,723 км, расчетная нагрузка на кабельную линию S_расч=1329,23 кВА.
Для обеспечения требований чувствительности ток срабатывания отстраивается от тока трёхфазного короткого замыкания на шинах низкого напряжения в точке К12.
Ток срабатывания токовой отсечки:

I_(с.з.)^I=K_н∙I_(кз.вн.max), (19.10)

где K_н- коэффициент надежности, K_н=1,1 для микропроцессорной защиты «БМРЗ-КЛ» [17];
I_(кз.вн.max)- внешний максимальный ток трёхфазного КЗ, кА.

Для обеспечения требований селективности ток срабатывания отстраивается от тока трёхфазного короткого замыкания на шинах НН точке К12:

I_(кз.вн.max)=I_(к.з.К12)^((3))∙U_нн/U_вн , (19.11)

I_(кз.вн.max)=24580∙0,4/10,5=936,4 А,

I_(с.з.)^I=1,1∙936,4=1030 А.

Характеристики защиты и предохранителя пересекаются, с целью обеспечения селективности и чувствительности принимаем I_(с.з.)^I=1450 А.

Чувствительность защиты:

K_ч^I=(I_(к.з.К2)^((2)))/(I_(с.з.)^I )=(〖0,866∙I〗_(к.з.К2)^((3)))/(I_(с.з.)^I ),

K_ч^I=(0,866∙5860)/1450=3,5>2.

Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.
Максимальный рабочий ток:

I_(раб.max)=S_расч/(√3∙U_ном ), (19.12)

I_(раб.max)=1329,23/(√3∙10)=76,7 А.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты, с учетом отстройки от режима самозапуска электродвигателей, определяют из выражения:

I_(с.з.)^II=(K_н∙K_(с.зап))/K_в ∙I_(раб.max), (19.13)

где K_н- коэффициент надежности, K_н=1,1 для микропроцессорной защиты «БМРЗ-КЛ» [17];
K_(с.зап)- коэффициент самозапуска, принимается K_(с.зап)=1,3;
K_в- коэффициент возврата, K_в=0,95 для микропроцессорной защиты «БРМЗ» [17].

I_(с.з.)^II=(1,1∙1,3)/0,95∙76,7=115,4 А.

Характеристики защиты и предохранителя пересекаются, с целью обеспечения селективности принимаем I_(с.з.)^II=280 А.

Время срабатывания второй ступени защиты:

t_(с.з.)^II=t_(с.з.вн.max)+∆t, (19.14)

где t_(с.з.вн.max)- максимальное время перегорания плавкой вставки предохранителя трансформатора ТП-4 при I_(к.з.К4)^((2)), t_maxF=0,01 с.;
∆t- ступень селективности, принимаемой равной 0,5 с [17].

t_сз^II=0,01+0,5≈0,5 с.

Чувствительность защиты:

K_(ч.осн)^II=(0,866∙I_(к.з.К4)^((3)))/(I_(с.з.)^II ),

K_(ч.осн)^II=(0,866∙3620)/280=11,2>1,5,

K_(ч.рез)^II=(0,866∙I_(к.з.К12)^((3))∙U_нн/U_вн )/(I_(с.з.)^II ),

K_(ч.рез)^II=(0,866∙24580∙0,4/10,5)/280=2,89>1,2.

Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.

Проверка трансформатора тока кабельной линии ГПП – ТП-4 ТОЛ-10 150/5 (раздел 16.12) по допустимой кратности перегрузки:

m_расч≤m_10,

m_расч=(1,1∙I_(с.з.)^I)/I_1ном , (19.15)

m_расч=(1,1∙1450)/150=9,89,

9,89≤m_10=10.

Трансформатор тока условию проверки удовлетворяет.

Схема соединения обмоток ТТ – неполная звезда, K_сх=1.

Уставка тока срабатывания первой ступени защиты:

I_(с.з.)^I=(K_сх∙I_сз^I)/n_т , (19.16)

где K_сх - коэффициент схемы;
n_т - коэффициент трансформации трансформатора тока, n_т=30.

I_(с.р.)^I=(1∙1450)/30=48,33 А.

Уставка тока срабатывания второй ступени по формуле (19.16):

I_(с.р.)^II=(1∙280)/30=9,33 А.

19.3.2 Расчет защиты от замыканий на землю линии ГПП – ТП-4

Емкостной ток линий:

I_cW=I_c0∙l_W, (19.17)

где I_c0- удельный емкостной ток однофазного короткого замыкания на землю, А/км;
l_W- длина линии.

Для кабельной линии ГПП – ТП-4 марки АРкВнг 3х25 I_c0=1,07 А/км [38].

I_cW1=1,07∙0,723=0,77 А.

Ток замыкания на землю:

I_знзW1=3∙I_cW1, (19.18)

I_знзW1=3∙0,77=2,31 А.

Ёмкость высоковольтного двигателя (цех 8) СТДМ-800:

C_(M(8))=(0,0187∙P_ном∙〖10〗^(-6))/(1,2∙√(U_ном∙(1+0,08∙U_ном ) )∙cosφ), (19.19)

где P_ном- номинальная мощность электродвигателя, МВт;
U_ном- номинальное напряжение электродвигателя, кВ;
cosφ- коэффициент активной мощности двигателя.

C_(M(8))=(0,0187∙0,8∙〖10〗^(-6))/(1,2∙√(10∙(1+0,08∙10) )∙0,9)=3,265∙〖10〗^(-9) Ф.

Емкостной ток двигателя:

I_(cM(8))=(2∙π∙f∙3∙C_(M(8))∙U_ном)/√3, (19.20)

где f- частота напряжения питающей сети.

I_cM1=(2∙3,14∙50∙3∙3,265∙〖10〗^(-9)∙10000)/√3=0,018 А.

Для остальных кабельных линий и двигателей расчет сведен в таблицу 19.1.
Таблица 19.1 – Емкостные токи кабельных линий и ВВ двигателей

Обозначение Марка I_c0, А/км l_W, км I_c, А
СД цех 8 СТДМ-800 – – 0,018
СД цех 9 СТДМ-1250 – – 0,028
ГПП – ТП-1 АРкВнг 3х35 1,13 0,332 0,375
ГПП – ТП-2 АРкВнг 3х70 1,4 0,315 0,441
ТП-2 – ТП-3 АРкВнг 3х35 1,13 0,154 0,174
ГПП – ТП-4 АРкВнг 3х25 1,07 0,723 0,77
ГПП – ТП-6 АРкВнг 3х50 1,25 0,576 0,72
ТП-6 – ТП-5 АРкВнг 3х35 1,13 0,111 0,125
ГПП – Цех 7 АРкВнг 3х35 1,13 0,805 0,91
ГПП – Цех 8 АРкВнг 3х25 1,07 0,613 0,656
ГПП – Цех 9 АРкВнг 3х50 1,25 0,545 0,681
Суммарный емкостной ток I_cΣ: 4,898

Суммарный ток замыкания на землю:

I_знзΣ=3∙I_cΣ=3∙4,898=14,694 А.

Согласно [2], если I_знз>5 А, то защита работает на отключение без выдержки времени.

Ток трансформатора нулевой последовательности:

I_ТНП=I_знзΣ-I_знзW1, (19.21)

I_ТНП=14,694-2,31=12,384 А.

Ток срабатывания защиты:

I_(с.з.)=K_н∙K_бр∙I_cW1, (19.22)

где K_н- коэффициент надежности;
K_бр- коэффициент броска, K_бр=4 для защит без выдержки времени [16].

I_(с.з.)=1,1∙4∙0,77=3,388 А.

Чувствительность защиты:

K_ч=I_тнп/I_(с.з.) , (19.23)

K_ч=12,384/3,388=3,65>1,25.
Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.

Трансформатор тока нулевой последовательности марки ТЗЛМ-10, n_т=25/1 (раздел 16.10).

Вторичный ток срабатывания:

I_(с.р.)=I_(с.з.)/n_т , (19.24)

I_(с.р.)=3,388/25=0,135 А.

Уставка вторичного тока срабатывания: I_(с.р.)=0,135 А.

19.3.3 Резервирование при отказе выключателя (УРОВ)

Выходной сигнал УРОВ формируется при срабатывании токовых защит устройства AK1 или по входам внешних защит после задержки на время уставки t_УРОВ. Сигнал УРОВ снимается после снижения тока ниже значения I_УРОВ.

I_УРОВ=0,2∙I_(раб.max⁡кл ), (19.25)

I_УРОВ=0,2∙76,7=15,3 А.

Если выключатель Q3 нормально отключился, то сигнал УРОВ не формируется. Выдержка времени отсчитывается от момента подачи сигнала на выходные реле «Откл.».
При условии выдачи команды на отключение выключателя Q3 и отсутствии снижения входного тока в течение заданного уставкой t_УРОВ времени, срабатывает выходное реле «УРОВ» и выдает сигнал на отключение вышестоящего выключателя Q2 или секционного выключателя Q10.
Выдержка времени t_УРОВ=0,4 с.

19.4 Расчёт защит трансформатора ГПП

19.4.1 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора ГПП

Защиты выполняются на микропроцессорном терминале «БМРЗ-ТД-12-20-21».
Расчет ведется по методическим указаниям к расчету уставок дифференциальной защиты трансформаторов и автотрансформаторов 35-220 кВ для микропроцессорных блоков БМРЗ-ТД [31].
Исходные данные:
Характеристики трансформатора:
- тип – ТДН-10000/110;
- схема и группа соединения обмоток – Y0 / ∆ - 11;
- S_(ном.тр)=10 МВА - номинальная мощность;
- U_(ном.тр)^ВН=115 кВ - номинальное напряжение стороны ВН;
- U_(ном.тр)^НН=10,5 кВ - номинальное напряжение стороны НН3
Система регулирования напряжения:
- РПН в нейтрали ВН трансформатора;
- n=19 - количество ступеней регулирования;
- ∆U=1,78 % - шаг регулирования напряжения.
Параметры ТТ:
- К_ТТ^ВН=100/5 - коэффициент трансформации ТТ стороны ВН трансформатора;
- К_ТТ^НН=1000/5 - коэффициент трансформации ТТ стороны НН трансформатора.

Обозначения и сокращения:
ИПБ – информационный признак блокирования;
ПТН – преобразователь ток – напряжение.

Выбор ПТН блоков БМРЗ.

Ток КЗ на стороне ВН I_(кз макс)^ВН=3190 А.
Рассчитываем i_(макс ПТН)^ВН для стороны ВН:

i_(макс ПТН)^ВН≥К_пер∙(I_(кз макс)^ВН)/(К_ТТ^ВН ) 2∙3190/(100/5)=319 А. (19.26)

В соответствии с [30] выбирается ПТН с i_(макс ПТН)^ВН=500 А и I_(ном ПТН)^ВН=5 А.

Номинальный первичный ток стороны ВН трансформатора:

I_(ном.тр)^ВН=S_(ном.тр)/(√3∙U_(ном.тр)^ВН )=10000/(√3∙115)=50,2 А. (19.27)

Проверка выбранного ПТН:

I_(ном ПТН)^ВН=5≤6∙(I_(ном.тр)^ВН)/(К_ТТ^ВН )=6∙50,2/(100/5)=15,06. (19.28)
Выбранный ПТН обеспечивает измерение тока нагрузочного режима с заданной погрешностью.

Ток КЗ на стороне НН I_(кз макс)^НН=4554 А.
Рассчитываем i_(макс ПТН)^НН для стороны ВН:

i_(макс ПТН)^НН≥К_пер∙(I_(кз макс)^НН)/(К_ТТ^НН ) 2∙4554/(1000/5)=45,54 А. (19.29)

В соответствии с [30] выбирается ПТН с i_(макс ПТН)^НН=65 А и I_(ном ПТН)^НН=0,5 А.

Номинальный первичный ток стороны НН трансформатора:

I_(ном.тр)^НН=S_(ном.тр)/(√3∙U_(ном.тр)^НН )=10000/(√3∙10,5)=549,9 А. (19.30)

Проверка выбранного ПТН:

I_(ном ПТН)^НН=0,5≤3∙(I_(ном.тр)^НН)/(К_ТТ^НН )=3∙549,9/(1000/5)=8,25. (19.31)

Выбранный ПТН обеспечивает измерение тока нагрузочного режима с заданной погрешностью.

Выбор уставки срабатывания ДТО.

Уставку срабатывания ДТО I_ДТО по условию отстройки от броска тока намагничивания принимается равной от 4 до 5 о.е. номинальных значений тока трансформатора [31].

I_ДТО=К_ОТС∙I_(НБ расч), (19.32)

где К_ОТС=1,15÷1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас;
I_(НБ расч) – относительный расчётный максимальный ток небаланса, соответствующий максимальному току внешнего КЗ, проходящему через трансформатор.

Относительный расчетный ток небаланса I_(НБ расч) при максимальном тормозном токе внешнего КЗ (I_(кз макс)^НН):

I_(НБ расч)=(К_пер∙К_одн∙ε_макс+U_рег∙К_ток+γ)∙I_(кз макс)/(I_(ном.тр)^ВН ), (19.33)
где К_пер=2,5 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при наличии апериодической составляющей тока;
К_одн=1 – коэффициент однотипности ТТ;
ε_макс=0,1 – максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон трансформатора в режиме, соответствующем току I_(кз макс);
I_(кз макс) – периодическая составляющая максимального фазного тока внешнего КЗ, протекающего через ТТ (в начальный момент времени КЗ), приведенная к стороне ВН, А;
U_рег – относительная погрешность, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора;
К_ток=1 – коэффициент токораспределения, равный отношению тока, проходящего по стороне, где производится регулирование напряжения, в режиме рассматриваемого внешнего КЗ к току КЗ;
γ=0,05 – относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Относительная погрешность принимается равной половине используемого диапазона регулирования:

U_рег=(n-1)/2∙∆U/100, (19.34)

где n – количество ступеней регулирования;
∆U - шаг регулирования напряжения, %.

I_(НБ расч)=(2,5∙1∙0,1+(19-1)/2∙1,78/100∙1+0,05)∙(4554∙10,5/115)/50,2=3,812;

I_ДТО=1,2∙3,812=4,578.

В качестве уставки срабатывания ДТО I_ДТО (дискретность уставок по току I_ДТО=0,1∙I_(ном.тр) [30]) принять большее из двух полученных по (19.32) и (19.33) значение, I_ДТО=4,6.
Согласно [31] проверку чувствительности ДТО не производят.

Выбор уставки начального тока срабатывания ДЗТ I_(ДЗТ нач).

Относительный расчетный ток небаланса:

I_(НБ расч)=0,5∙(К_пер∙К_одн∙ε_0,5+U_рег+γ), (19.35)

где К_пер=1 – коэффициент, учитывающий переходный режим (принято отсутствие апериодической составляющей тока в нагрузочном режиме);
ε_0,5=0,1 – максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон трансформатора в режиме, соответствующем 0,5∙I_(ном.тр).

I_(НБ расч)=0,5∙(1∙1∙0,1+(19-1)/2∙1,78/100∙1+0,05)=0,155.

Уставка начального тока срабатывания ДЗТ

I_(ДЗТ нач)=К_ОТС∙I_(НБ расч), (19.36)

где К_ОТС=1,5 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас.

I_(ДЗТ нач)=1,5∙0,155=0,24.

В соответствии с [31] значение уставки ДЗТ I_(ДЗТ нач) не рекомендуется выбирать менее 0,3 о.е., принимаем значение уставки ДЗТ I_(ДЗТ нач) равным 0,3 о.е.

Выбор уставки коэффициента торможения второго участка характеристики торможения ДЗТ К_торм2.

Ток срабатывания ДЗТ I_ДЗТ2 при токе торможения 1,5∙I_(ном.тр):

I_ДЗТ2=К_ОТС∙I_(НБ расч2), (19.37)

где К_ОТС=1,15÷1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас;
I_(НБ расч2) – расчетное относительное значение тока небаланса, соответствующее току торможения 1,5∙I_(ном.тр).

Расчетное относительное значение тока небаланса, соответствующее току торможения 1,5∙I_(ном.тр):

I_(НБ расч2)=1,5∙(К_пер∙К_одн∙ε_1,5+U_рег+γ), (19.38)

где К_пер=2 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при наличии апериодической составляющей тока;
ε_1,5=0,1 – максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон трансформатора в режиме, соответствующем 1,5∙I_(ном.тр).
I_ДЗТ2=1,2∙1,5∙(2∙1∙0,1+(19-1)/2∙1,78/100∙1+0,05)=0,74.

Уставка К_торм2:

К_торм2=I_ДЗТ2-I_(ДЗТ нач)=0,74-0,3=0,43. (19.39)

Выбор уставки коэффициента торможения третьего участка характеристики торможения ДЗТ К_торм3.

Ток торможения I_(К торм), соответствующий максимальному току внешнего КЗ:

I_(К торм)=(1-(К_пер∙ε_макс)/2)∙I_(кз макс)/(I_(ном.тр)^ВН ), (19.40)

где К_пер=2,5 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при наличии апериодической составляющей тока.

I_(К торм)=(1-(2,5∙0,1)/2)∙(4554∙10,5/115)/50,2=7,25.

Уставка К_торм3:

К_торм3=(I_ДТО-I_ДЗТ2)/(I_(К торм)-I_торм2 ), (19.41)

где I_торм2=1,5 – ток торможения, соответствующий второму излому характеристики торможения.

К_торм3=(4,6-0,74)/(7,25-1,5)=3,86/5,75=0,67.

Выбор уставки начального тока срабатывания ДЗТ I_(ДЗТ нач Ч) группы "чувствительных" уставок.

Относительный расчетный ток небаланса, используемый при расчете I_(ДЗТ нач Ч) по формуле (19.35):

U_рег=(3∙∆U)/100, (19.42)

I_(НБ расч)=0,5∙(1∙1∙0,1+(3∙1,78)/100+0,05)=0,102.
Уставка начального тока срабатывания ДЗТ I_(ДЗТ нач Ч):

I_(ДЗТ нач Ч)=К_ОСТ∙I_(НБ расч)=1,5∙0,102=0,16, (19.43)

где К_ОСТ≥1,5 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас.

В соответствии с [31] значение уставки ДЗТ I_(ДЗТ нач Ч) не рекомендуется выбирать менее 0,3 о.е., принимаем значение уставки ДЗТ I_(ДЗТ нач Ч) равным 0,3 о.е.

Выбор уставки коэффициента торможения второго участка характеристики торможения ДЗТ К_(торм2 Ч) "чувствительных" уставок.

По формулам (19.37) и (19.38) ток срабатывания ДЗТ I_ДЗТ2 при токе торможения 1,5∙I_(ном.тр):

I_ДЗТ2=1,2∙1,5∙(2∙1∙0,1+(3∙1,78)/100∙1+0,05)=0,55.

Уставка К_(торм2 Ч) по формуле (19.39):

К_(торм2 Ч)=0,55-0,3=0,25.

Выбор уставки коэффициента торможения третьего участка характеристики торможения ДЗТ К_(торм3 Ч) "чувствительных" уставок.

По формулам (19.33) и (19.34) уставка I_(ДТО Ч):

I_(ДТО Ч)=1,2∙(2,5∙1∙0,1+(3∙1,78)/100∙1+0,05)∙(4554∙10,5/115)/50,2=3,51.

По формуле (40) уставка К_(торм3 Ч):

К_(торм3 Ч)=(3,51-0,55)/(7,25-1,5)=2,96/5,75=0,51.

Проверка чувствительности ДЗТ.

Ток двухфазного КЗ на стороне НН, приведенный к стороне ВН:

I_(кз мин)^((2)НН)=0,866∙4554∙10,5/115=360 А.

Коэффициент чувствительности ДЗТ при металлическом КЗ:

К_Ч=(I_(кз мин)^((2)НН)∙(1-ε_мин))/(I_(ном.тр)^ВН∙I_(ДЗТ нач) ), (19.44)

К_Ч=(360∙(1-0,1))/(50,2∙0,3)=21,5≥2.

Защита требованиям чувствительности удовлетворяет.

Выбор уставки сигнализации небаланса.

В качестве максимального рабочего тока принимаем значение номинального тока трансформатора.
Относительный расчётный ток небаланса по формуле (19.35):

I_(НБ расч)=1,0∙(1∙1∙0,1+(19-1)/2∙1,78/100∙1+0,05)=0,31.

Уставка сигнализации небаланса:

I_НБ=К_ОТС∙I_(НБ расч), (19.45)

где К_ОТС=1,1 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас;

I_НБ=1,1∙0,31=0,34.

В соответствии с руководством по эксплуатации блока БМРЗ [30] уставка сигнализации небаланса I_НБ должна быть задана коэффициентом К_НБ, равным отношению I_НБ к уставке начального тока срабатывания ДЗТ I_(ДЗТ нач):

К_НБ=I_НБ/I_(ДЗТ нач) =0,34/0,3=1,14. (19.46)

Выбор уставок блокировки ДЗТ при возникновении БТН.

Уставку ИПБ К_ИПБ в соответствии с [31] принимаем равной 0,15 о.е.

Уставку по времени ограничения длительности перекрёстного режима блокирования Т_ПБ в соответствии с [31] принимаем равной 1 с.

19.4.2 Газовая защита трансформатора ГПП

Газовая защита реагирует на внутренние повреждения трансформатора, связанные с интенсивным газообразованием в его баке.
Газовое реле может работать как струйное реле при скорости потока из бака в расширитель 1 – 1,5 м/с. Защиту выполняем на газовом реле BF 80. Реле устанавливается в соединительную трубу между баком трансформатора и расширителем. В ходе нормальной работы оно полностью заполнено изоляционной жидкостью. Поплавки в результате вытеснения находятся в их наивысшей позиции. Верхний поплавок действует на сигнал, а нижний – на отключение трансформатора без выдержки времени на все выключатели. Время срабатывания отключающего элемента реле при скорости масла равной 1,25 значения уставки, составляет 0,15 с., при скорости потока масла 1,5 значения уставки не более 0,1с.
Непосредственно из газового реле может производиться отбор проб масла и газа для их последующего химического анализа и выявления вида повреждения трансформатора.

20 Безопасность труда

20.1 Анализ производственного травматизма и профессиональных заболеваний, классификация их причин

Анализ травматизма и профессиональных заболеваний ставит задачу установить закономерности, которые вызвали появление несчастных случаев и заболеваний. Несчастному случаю всегда предшествуют те или иные отклонения от нормального хода производства. Поэтому изучение травматизма дает возможность разработать профилактические мероприятия, устраняющие опасные и вредные условия труда на производстве.
Проблема безопасности труда должна рассматриваться комплексно с учетом всех факторов, создающих условия несчастных случаев и заболеваний.
В процессе труда человек средствами труда воздействует на предмет труда, качественно видоизменяя или меняя положение его в пространстве. В свою очередь, сам предмет труда, материалы, инструменты и оборудование, имеющиеся в распоряжении человека, оказывают влияние на характер условий труда. Все элементы процесса труда находятся в диалектической взаимосвязи и образуют единую систему.
Безопасность и безвредность условий труда определяют две группы факторов: производственно-технические (организационные, технические, факторы производственной среды) и психофизиологические факторы. Технические факторы отличаются большим многообразием, поэтому они могут

быть подразделены на три вида: конструкторские, технологические и факторы технического обслуживания (содержание в исправности техники).
При анализе производственного травматизма и профессиональных заболеваний необходимо учитывать комплекс факторов, определяющих условия труда на производстве.
В настоящее время общепринятой классификации причин несчастных случаев не существует. Может быть предложена следующая условная классификация причин травматизма:
1. Организационные причины: отсутствие или некачественное проведение, инструктажа и обучения; отсутствие проекта работ, инструкций по технике безопасности, руководства и надзора за работой; неудовлетворительный режим труда и отдыха; неправильная организация рабочего места, движения пешеходов и транспорта; отсутствие, неисправность или несоответствие условиям работы спецодежды, индивидуальных средств защиты и др.
2. Конструкторские причины: несоответствие требованиям безопасности конструкций технологического оборудования, транспортных и энергетических устройств; несовершенство конструкции технологической оснастки, ручного и переносного механизированного инструмента; отсутствие или несовершенство оградительных, предохранительных и других технических средств безопасности; неудовлетворительная компоновка поста управления; неудобное проведение осмотра, технического ухода и ремонта.
3. Технологические причины: неправильный выбор оборудования, оснастки, транспортных средств; отсутствие или недостаточная механизация тяжелых и опасных операций; неправильный выбор режимов обработки; несовершенство планировки и технологического обслуживания оборудования; нарушение технологического процесса.
4. Причины неудовлетворительного технического обслуживания: отсутствие плановых профилактических осмотров, технических уходов и ремонтов оборудования, оснастки и транспортных средств; неисправность оборудования, оснастки и транспортных средств, а также оградительных, предохранительных и других технических средств безопасности; неисправность ручного и переносного механизированного инструмента.
5. Причины неудовлетворительного состояния производственной среды: неблагоприятные метеорологические условия; повыщенная концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны; наличие вредных облучений; неудовлетворительная освещенность; большой уровень шума и вибрации.
6. Психофизиологические: несоответствие анатомо-физиологических и психологических особенностей организма человека условиям труда; неудовлетворенность работой, неприменение ограждений опасных зон, индивидуальных средств защиты; алкогольное опьянение; неудовлетворительный «психологический климат» в коллективе и др.
Анализ производственного травматизма по предложенной классификации позволяет решать задачи ликвидации несчастных случаев и профессиональных заболеваний в тесной взаимосвязи с другими задачами управления и производства.

20.2 Требования безопасности, предъявляемые к конструкциям оборудования

Цеха современных станкостроительных заводов оснащены самыми различными видами технологического оборудования. Его использование облегчает труд человека, делает его производительным. Однако в ряде случаев работа этого оборудования связана с производственной опасностью, т. е. с возможностью воздействия на работающих опасных или вредных производственных факторов.
В данном подпункте рассматриваются общие методы, применяемые для обеспечения безопасности и безвредности проектируемых и эксплуатируемых машин и оборудования.
Основными требованиями, предъявляемыми с точки зрения охраны труда при проектировании машин и механизмов, являются: безопасность для здоровья и жизни человека, надежность, удобство эксплуатации. Требования безопасности определяются системой стандартов безопасности труда (ССБТ).

20.3 Безопасность устройства и эксплуатации машин и механизмов

Безопасность производственного оборудования обеспечивается правильным выбором принципов его действия, кинематических схем, конструктивных решений, рабочих тел, параметров рабочих процессов, использованием различных защитных средств.
Внешние контуры защитных устройств должны вписываться в контуры основного оборудования. Нужно стараться, чтобы эти защитные устройства позволяли решать несколько задач одновременно и по возможности конструктивно совмещались с машинами и агрегатами, являясь их составной частью. Корпуса машин и механизмов, станины станков должны обеспечивать не только ограждение опасных элементов, но и способствовать снижению уровня их шума и вибрации.
При наличии у агрегатов электропривода последний должен быть выполнен в соответствии с Правилами устройства электрических установок. В случае использования рабочих тел под давлением, не равном атмосферному, при конструировании машин должны соблюдаться требования Госгортехнадзора. Для безопасного подъема и передвижения узлов и агрегатов при монтаже, демонтаже и ремонте отдельные крупногабаритные части машин необходимо снабжать специальными устройствами (петлями, лапами, рымами и др.). Последние следует располагать с учетом положения центра тяжести груза. Должны обеспечиваться меры безопасности от электромагнитных и ионизирующих излучений, загрязнения атмосферы, воздействия лучистого тепла и т. п.
Особое значение в обеспечении надежности имеет прочность конструктивных элементов. Конструкционная прочность машин и агрегатов
определяется как прочностными характеристиками материала конструкции, так и его крепежных соединений (сварные швы, заклепки, штифты, шпонки, резьбовые соединения), а также условиями их эксплуатации (наличие смазки, коррозия под действием окружающей среды, наличие чрезмерного износа и т. д.).
Большое значение в обеспечении надежной работы машин и механизмов имеет наличие необходимых контрольно-измерительных приборов и устройств автоматического управления и регулирования.
При отказе автоматики надежность работы технологического оборудования определяется эффективностью действий лиц, его обслуживающих. Все виды технологического оборудования должны быть удобны для осмотра, смазки, разборки, наладки, уборки, транспортировки, установки и управления ими в работе.
Органы управления (рычаги, педали, кнопки и т. п.), при помощи которых осуществляется пуск, регулирование движения и остановка машины, должны быть надежными, легкодоступными и хорошо различимыми. Расположение органов управления должно обеспечить экономию движений, исключить неудобные, вынужденные, напряженные положения тела. Конкретные рекомендации по компоновке пультов управления и организации рабочих мест даются эргономикой.
Степень утомляемости работающих на основных видах оборудования в цехах станкостроительных заводов обусловлена не только нервной и физической нагрузкой, но и психологическим воздействием окружающей обстановки. В этом смысле большое значение имеет выбор цвета внешних поверхностей оборудования и помещения.

20.4 Организация рабочего места электромонтера

Электромонтерам по обслуживанию электрооборудования приходится часто выполнять различные слесарные и сборочные операции. Поэтому они должны четко знать правила техники безопасности при проведении таких работ и уметь организовать их безопасное выполнение.
Перед началом работы следует проверить, в каком состоянии находится инструмент, которым она будет выполняться. Инструмент, имеющий дефекты, необходимо заменить исправным. Ручным инструментом без рукоятки пользоваться запрещено. Гаечные ключи должны соответствовать размерам гаек и головок болтов; не разрешается применять ключи со смятыми и треснувшими губками, наращивать ключи трубами, другими ключами или иным способом, необходимо следить за исправностью тисков, съемников.
Правильная организация рабочего места обеспечивает рациональные движения работающего и сокращает до минимума затраты рабочего времени на отыскание и использование инструментов и материалов.
На рабочем месте цехового дежурного электромонтера должны находится:

технологическая, организационная, должностная инструкция, электрические схемы главных электроустановок, схемы питания цеха или участка, эксплуатационный журнал, инструкция по технике безопасности, графики осмотров и сменно-часовой указатель-календарь местонахождения электромонтера.
Заводами выпускаются наборы инструментов для выполнения отдельных видов электротехнических работ. Каждый набор размещен в закрытой сумке из дерматина (ИН-3) или в раскладной сумке из искусственной кожи (НИЭ-3), масса комплекта 3,25 кг.

20.5 Требования безопасности перед началом работы

Перед началом работы электромонтер обязан:
а) предъявить руководителю удостоверение о проверке знаний безопасных методов работ, а также удостоверение о проверке знаний при работе в электроустановках напряжением до 1000 В или свыше 1000 В, получить задание и пройти инструктаж на рабочем месте по специфике выполняемой работы;
б) надеть спецодежду, спецобувь и каску установленного образца. После получения задания у руководителя работ и ознакомления, в случае необходимости, с мероприятиями наряда-допуска электромонтер обязан:
а) подготовить необходимые средства индивидуальной защиты, проверить их исправность;
б) проверить рабочее место и подходы к нему на соответствие требованиям безопасности;
в) подобрать инструмент, оборудование и технологическую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности;
г) ознакомиться с изменениями в схеме электроснабжения потребителей и текущими записями в оперативном журнале.
Электромонтер не должен приступать к выполнению работ при следующих нарушениях требований безопасности:
а) неисправности технологической оснастки, приспособлений и инструмента, указанных в инструкциях заводов-изготовителей, при которых не допускается их применение;
б) несвоевременном проведении очередных испытаний основных и дополнительных средств защиты или истечении срока их эксплуатации, установленного заводом-изготовителем;
в) недостаточной освещенности или при загроможденности рабочего места;
Обнаруженные нарушения требований безопасности должны быть устранены собственными силами до начала работ, а при невозможности сделать это электромонтер обязан сообщить о них бригадиру или ответственному руководителю работ.

20.6 Требования безопасности во время работы

Электромонтер обязан выполнять работы при соблюдении следующих требований безопасности:
а) произнести необходимые отключения и принять меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
б) наложить заземление на токоведущие части;
в) оградить рабочее место инвентарными ограждениями и вывесить предупреждающие плакаты;
г) отключить при помощи коммутационных аппаратов или путем снятия предохранителей токоведущие части, на которых производится работа, или т.е., к которым прикасаются при выполнении работы, или оградить их во время работы изолирующими накладками (временными ограждениями);
д) принять дополнительные меры, препятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы при выполнении работы без применения переносных заземлений;
е) на пусковых устройствах, а также на основаниях предохранителей вывесить плакаты «Не включать — работают люди!»;
ж) на временных ограждениях вывесить плакаты или нанести предупредительные надписи «Стой — опасно для жизни!»;
з) проверку отсутствия напряжения производить в диэлектрических перчатках;
и) зажимы переносного заземления накладывать на заземляемые токоведущие части при помощи изолированной штанги с применением диэлектрических перчаток;
к) при производстве работ на токоведущих частях, находящихся под напряжением, пользоваться только сухими и чистыми изолирующими средствами, а также держать изолирующие средства за ручки-захваты не дальше ограничительного кольца.
Смену плавких вставок предохранителей при наличии рубильника следует производить при снятом напряжении. При невозможности снятия напряжения (на групповых щитках, сборках) смену плавких вставок предохранителей допускается производить под напряжением, но при отключенной нагрузке.
Присоединение и отсоединение переносных приборов, требующих разрыва электрических цепей, находящихся под напряжением, необходимо производить при полном снятии напряжения.
При выполнении работ во взрывоопасных помещениях электромонтеру не разрешается:
а) ремонтировать электрооборудование, находящееся под напряжением;
б) эксплуатировать электрооборудование при неисправном защитном заземлении;
в) включать автоматически отключающуюся электроустановку без выяснения

и устранения причин ее отключения;
г) оставлять открытыми двери помещений и тамбуров, отделяющих взрывоопасные помещения от других;
д) заменять перегоревшие электрические лампочки во взрывозащищенных светильниках лампами других типов или большей мощности;
е) включать электроустановки без наличия аппаратов, отключающих электрическую цепь при ненормальных режимах работы;
ж) заменять защиту (тепловые элементы, предохранители, расцепители) электрооборудования защитой другого вида с другими номинальными параметрами, на которые данное оборудование не рассчитано.
При работе в электроустановках необходимо применять исправные электрозащитные средства.
Работы в условиях с повышенной опасностью следует осуществлять вдвоем в следующих случаях:
а) с полным или частичным снятием напряжения, выполняемого с наложением заземлений (отсоединение и присоединение линий к отдельным электродвигателям, переключения на силовых трансформаторах, работы внутри распределительных устройств);
б) без снятия напряжения, не требующего установки заземлений (электрические испытания, измерения, смена плавких вставок предохранителей и т.п.);
в) с приставных лестниц и подмостей, а также там, где эти операции по местным условиям затруднены;
г) на воздушных линиях электропередачи.
Измерение сопротивления изоляции мегаомметром следует осуществлять только на полностью обесточенной электроустановке. Перед измерением следует убедиться в отсутствии напряжения на испытываемом оборудовании.
При работах вблизи действующих крановых или тельферных троллей электромонтеры обязаны выполнять следующие требования:
а) выключить троллеи и принять меры, устраняющие их случайное или ошибочное включение;
б) заземлить и закоротить троллеи между собой;
в) оградить изолирующими материалами (резиновыми ковриками,
деревянными щитами) места возможного касания троллей в случае невозможности снятия напряжения. На ограждение повесить плакат «Опасно для жизни — напряжение 380 В!».
При обслуживании осветительных сетей электромонтеры обязаны выполнять следующие требования:
а) замену предохранителей и перегоревших ламп новыми, ремонт осветительной арматуры и электропроводки осуществлять при снятом напряжении в сети и в светлое время суток;
б) чистку арматуры и замену ламп, укрепленных на опорах, осуществлять после снятия напряжения и вдвоем с другим электромонтером;
в) установку и проверку электросчетчиков, включенных через измерительные

трансформаторы, проводить вдвоем с электромонтером, имеющим квалификационную группу по технике безопасности не ниже IV;
г) при обслуживании светильников с автовышек или других перемещаемых средств применять пояса предохранительные и диэлектрические перчатки.
В процессе работы электромонтеру запрещается:
а) переставлять временные ограждения, снимать плакаты, заземления и проходить на территорию огражденных участков;
б) применять указатель напряжений без повторной проверки после его падения;
в) снимать ограждения выводов обмоток во время работы электродвигателя;
г) пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этой цели, а также присоединять заземление путем скрутки проводников;
д) применять токоизмерительные клещи с вынесенным амперметром, а также нагибаться к амперметру при отсчете показаний во время работы с токоизмерительными клещами;
е) прикасаться к приборам, сопротивлениям, проводам и измерительным трансформаторам во время измерений;
ж) производить измерения на воздушных линиях или троллеях, стоя на лестнице;
з) применять при обслуживании, а также ремонте электроустановок металлические лестницы;
и) пользоваться при работе под напряжением ножовками, напильниками, металлическими метрами и т.п.;
Для прохода на рабочее место электромонтеры должны использовать оборудование системы доступа (лестницы, трапы, мостики). При отсутствии ограждения рабочих мест на высоте электромонтеры обязаны применять предохранительные пояса с капроновым фалом. При этом электромонтеры должны выполнять требования «Типовой инструкции по охране труда для работников, выполняющих верхолазные работы».

20.7 Требования безопасности в аварийных ситуациях

При возникновении загорания в электроустановке или опасности поражения окружающих электрическим током в результате обрыва кабеля (провода) или замыкания необходимо обесточить установку, принять участие в тушении пожара и сообщить об этом бригадиру или руководителю работ. Пламя следует тушить углекислотными огнетушителями, асбестовыми покрывалами и песком.

20.8 Требования безопасности по окончании работы

По окончании работы электромонтер обязан:
а) передать сменщику информацию о состоянии обслуживаемого
оборудования и электрических сетей и сделать запись в оперативном
журнале;
б) убрать инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты в
отведенные для них места;
в) привести в порядок рабочее место;
г) убедиться в отсутствии очагов загорания;
д) о всех нарушениях требований безопасности и неисправностях
сообщить бригадиру или ответственному руководителю работ.

20.9 Электрозащитные средства и предохранительные приспособления

Электрозащитными средствами называются приборы аппараты, переносные и перевозимые приспособления, служащие для защиты персонала, работающего на электрических установках, от поражения электрическим током, электрической дугой и действием электромагнитного поля. Согласно нормам комплектования средствами защиты, РУ выше 1000 В комплектуются следующими средствами электрозащиты и предохранительными приспособлениями:
- Изолирующая штанга (оперативная) – 2 шт.;
- Указатель напряжения – 2 шт.;
- Изолирующие клещи – 1 шт.;
- Диэлектрические перчатки – 4 пары;
- Переносные заземления – 4 шт.;
- Временные ограждения (щиты) – 2 шт.;
- Противогаз – 3 шт.;
- Защитные очки – 2 пары;
- Переносные плакаты и значки – 20 комплектов.
РУ собственных нужд 0,4 кВ комплектуется следующими защитными средствами:
- Указатель напряжения (токоискатель) – 1 шт.;
- Диэлектрические перчатки – 2 пары;
- Диэлектрические галоши – 2 пары;
- Диэлектрические коврики – 2 шт.;
- Защитные очки – 2 пары;
- Противогаз – 1 шт.
Ответственность за своевременное обеспечение электроустановок испытанными защитными средствами, организацию их хранения, своевременное производство периодического испытания и организации учета несет начальник цеха.
Ответственность за наличие, пригодность, а также правильное хранение и использование защитных средств в РУ, несет оперативный персонал.

20.10 Расчет заземления и молниезащиты ГПП

Расчетное удельное сопротивление грунта:

ρ_расч=k_max∙ρ; (20.1)

где k_max- повышающий коэффициент, зависящий от климатических условий, для Оренбурга климатическая зона III, k_max=2;
ρ- эквивалентное удельное сопротивление грунта, Ом∙м, для чернозема ρ=10÷50 Ом∙м.

ρ_расч=2∙30=60 Ом∙м.

В качестве заземлителя применяются уголки длиной 2,5 м, размером 60х60х6 мм. Сопротивление растеканию одиночного заземлителя:

R_од=0,318∙ρ_расч; (20.2)

R_од=0,318∙60=19,1 Ом.

Количество заземлителей без учета соединительных полос определяется по формуле:

n=R_од/(R_з∙η); (20.3)

где R_з- сопротивление заземляющего устройства, Ом;
η- коэффициент использования заземлителей, принимается η=0,4 [11];

Сопротивление земли R_з=0,5 Ом [8];

n=19,1/(0,5∙0,4)=95,4.

Максимально возможное число заземлителей:

n_max=L/l; (20.4)

где L=2(a+b) – периметр подстанции м;
а и b- соответственно ширина и длина заземляющего контура, м;
l – минимальное расстояние между электродами, м;

L=2∙(31+66)+3∙8=218 м,

n_max=218/3=72,85.

Принимается n = 73.

Суммарное сопротивление всех вертикальных заземлителей:

R_В=R_од/n; (20.5)

R_В=19,1/73=0,261 Ом.

Сопротивление соединительной полосы:

R_пол=(0,366∙ρ_расч)/(l∙η_пол )∙lg (2〖∙l〗^2)/(b∙t); (20.6)

где l – длина соединительных полос, м;
η_пол – коэффициент использования соединительных полос [11];
b – ширина полосы, м;
t – глубина залегания полосы, м;

R_пол=(0,366∙60)/(218∙0,4)∙lg (2〖∙218〗^2)/(0,4∙0,5)=1,4 Ом.

Рисунок 11 – Расположение заземляющих электродов

Суммарное сопротивление заземляющего устройства:

R_Σ=(R_В∙R_пол)/(R_пол+R_В ); (20.7)

R_Σ=(0,261∙1,4)/(1,4+0,261)=0,22 Ом.

Суммарное сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом:

R_Σ<R_з; (20.8)

0,22 Ом<0,5 Ом.

Условие выполняется.
Расстояние между соседними вертикальными заземлителями:

a=L/n; (20.9)

a=218/73=2,98 м.

Расчет стержневого молниеотвода: 4 молниеотвода высотой 20 м.
Превышение молниеотвода над защищаемым объектом:

h_a=h-h_x; (20.10)

где h - высота молниеотвода, м;
h_x – высота защищаемого объекта, м.

h_a=20-5,3=14,7 м.

Условие защищенности всей площади подстанции:

D≤8∙h_a; (20.11)

где D – наибольшая диагональ четырехугольника, в углах которого расположены молниеотводы, м.

Рисунок 12 – Расположение молниеотводов на подстанции

D=√(〖54〗^2+〖24〗^2 )=59,1 м.

59,1 м<8∙14,7=117,6 м.

Условие защиты подстанции выполняется.
Радиус действия тросового молниеотвода:

r_x=0,8∙(h_T-h_x)/(h_T+h_x )∙h_T; (20.12)

где h_T – высота подвеса троса, м;
h_x – высота защищаемых проводов, м.

r_x=0,8∙(12,5-7)/(12,5+7)∙12,5=2,82 м.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода:

r_x=r_0∙(h_0-h_x)/h_0 ; (20.13)

Высота конуса h_0, м.:

h_0=0,8∙h; (20.14)

h_0=0,8∙20=16 м.

Радиус конуса, r_0, м.:

r_0=0,8∙h; (20.15)

r_0=0,8∙20=16 м.

r_x=16∙(16-5,3)/16=10,7 м.

Рисунок 13 – Зона действия одиночного стержневого молниеотвода

21 Сухие силовые трансформаторы

Сегодня при реорганизации производства и установке современного технологического оснащения требуется обновление сетевого хозяйства с применением безопасного, надежного и экологически чистого электрооборудования. Во многом именно этим определяется потребность как энергокомпаний, так и промышленных предприятий различных отраслей в сухих трансформаторах на классы напряжения 6–35-110 кВ [49].
Опыт эксплуатации маслонаполненных силовых трансформаторов средних классов напряжения показывает, что эти трансформаторы надежно работают в течение десятков лет при условии надлежащего контроля за их состоянием и своевременного устранения появляющихся дефектов. Иными словами, это оборудование требует периодического обслуживания и ремонтов, что выливается в значительные затраты на эксплуатацию.
В последние годы в электроэнергетике все большее распространение получает тенденция к использованию оборудования, не требующего обслуживания. Такой подход сейчас предусматривается как Положением о технической политике Холдинга МРСК, так и Положением о технической политике ФСК ЕЭС. Эта позиция ведущих энергокомпаний, а также прогресс в создании новых материалов и технологий их применения привели к появлению на российском рынке электрооборудования новых типов силовых трансформаторов, в которых отсутствует жидкая охлаждающая среда, – так называемых сухих трансформаторов.
Структура энергоснабжения внутри большинства предприятий сформирована в советское время и содержит значительную долю масляных трансформаторов. Происходящая в последнее время перестройка производственных мощностей предприятий связана с заменой станочного парка, с переходом на новые энергосберегающие технологии и требует зачастую замены систем цехового энергоснабжения предприятий. Это и определяет потребность производства новых трансформаторов на напряжение 3-10 кВ мощностью до 1600 кВА.
Отказ от применения масляных и совтоловых трансформаторов и замена их на сухие дает возможность размещать понизительные трансформаторные пункты максимально близко к потребителям низкого напряжения. А это, даже при больших начальных капиталовложениях в сухие трансформаторы, позволяет экономить электроэнергию за счет снижения потерь в кабельных сетях низкого напряжения. Кроме того, нет необходимости в организации маслоприемника, снимаются количественные ограничения на расположение трансформаторов в одной камере, появляются более широкие возможности размещения трансформаторов по различным этажам здания. Это в какой-то степени отражает общую тенденцию распределения электроэнергии в сетях на более высоком уровне напряжений.
Основные качества и преимущества сухих трансформаторов (ТС и ТСЗ) с воздушным естественным охлаждением заключается в следующем [48]:
– Их экологическая чистота, так как в трансформаторах отсутствуют масла, что полностью устраняет угрозу загрязнения прилегающей окружающей среды в виде токсичных выделений и едких газов в случае их утечек или возгорания при пожаре;
– Безопасны при эксплуатации вследствие того, что обмотки рассматриваемых трансформаторов не горючи и поэтому не могут быть потенциальными источниками пожара;
– Небольшие габаритные размеры сухих трансформаторов обеспечивают возможность установки большей мощности трансформаторов, при реконструкции подстанции, в существующие трансформаторные отсеки;
– Применяется более быстрый и простой монтаж трансформаторов, так как в процессе монтажа в местах установки не требуется учитывать и применять дополнительные меры противопожарной безопасности;
– Повышенная устойчивость к негативным воздействиям сырости и влаги.
– Эксплуатационные затраты минимальны вследствие отсутствия необходимости периодической проверке и замене специального трансформаторного масла;
– Повышенная степень надежности сухих трансформаторов.
Трансформаторы ТСЗ имеют защитный кожух. Класс защиты у трансформаторов серии ТС – IP00, т.е. у этих трансформаторов вообще отсутствует защита от воды и проникновения к рабочим частям трансформатора человека или предметов. У трансформаторов ТСЗ, класс защиты IP20. Такой класс, делает невозможным доступ к находящимся под напряжением деталям, предметов более 12,5 мм в диаметре. Защита от воды у этих трансформаторов в стандартном исполнении отсутствует. В некоторых случаях, по требованию заказчика, трансформаторы ТСЗ, могут выпускаться с защитой IP21. Это обеспечит защиту от капель воды, попадающих вертикально (но не от дождя). Класс нагревостойкости – Н, обеспечивает нормальную работу при температуре нагрева до 180 градусов. Такая температура является максимальной при эпоксидной изоляции обмоток. Но в данный момент, многие производители в качестве изолятора используют специальный полиамидный материал – NOMEX. Использование этого материала повышает максимальную температуру до 220 градусов.
Сухие трансформаторы в обязательном порядке комплектуются цифровым защитным реле типа ТР-100. Цифровое защитное реле типа ТР-100 предназначено для контроля температуры обмоток. Поставляется в комплекте с датчиками температуры.

Особенности изготовления изоляции обмоток.

На заводах России и СНГ была широко освоена для производства сухих трансформаторов технология "монолит", которая достаточно хорошо себя зарекомендовала за многолетний период ее использования.
Электропрочность обмоток сухих трансформаторов обеспечивается применением соответствующей изоляции проводов. Механическая прочность конструкции достигается благодаря использованию бандажных лент, гарантирующих монолитность после пропитки лаками и последующим запеканием. Правда, после пропитки несколько снижается электропрочность изоляции, но из-за разнесения функций обеспечения изоляции и механической жесткости на разные материалы, такая технология дает возможность длительной эксплуатации оборудования при циклических тепловых нагрузках без снижения электрических характеристик изоляции.
В последнее время на рынке России появились сухие трансформаторы с литой обмоткой [48]. В них механическая жесткость конструкции обмотки обеспечивается технологией ее изготовления. Применение специальных наполнителей позволило существенно улучшить механические, теплопроводящие и противопожарные свойства трансформаторов с литой изоляцией.
Однако, поскольку масса изоляционного материала в конструкции литой обмотки существенно больше, а так же из-за имеющихся неоднородностей материала при вакуумной пропитке, увеличивается вероятность возникновения частичных разрядов.
Большая толщина изоляции создает определенные проблемы и с охлаждением обмотки высокого напряжения. Кроме того, чаще возникают механические напряжения в изоляции при перепаде температур обмотки и воздуха. Это особенно важно учитывать при работе в тяжелых климатических условиях и резко переменных нагрузках. При низких температурах окружающей среды (ниже -25 оС) в изоляции на основе эпоксидных смол наблюдаются деструктивные изменения, что делает невозможным использование таких трансформаторов для работы в морозном климате.
Литая обмотка дает возможность в тех же габаритах получить трансформаторы для использования в сетях с более высоким уровнем напряжения. В будущем трансформаторы с такой технологией изготовления можно будет успешно применять при переходе распределения энергии на более высокий уровень напряжения 35 кВ.
В отличие от трансформаторов с жидким диэлектриком или литой изоляцией, в сухих трансформаторах с открытой обмоткой, пропитанной под вакуумом полиэстерными смолами, частичные разряды не возникают из-за малой массы и толщины изоляции [48].
Изоляционные свойства проводников обмотки из стекло-шелка или номекса и твердые изоляционные материалы в виде специальных прессованных профилей обеспечивают изоляционные свойства трансформатора.
При использовании изоляционных профилей и высокопрочных изоляторов из фарфора, в конструкции трансформатора формируются вертикальные и горизонтальные каналы для охлаждения, что эффективно охлаждает обмотоки. Благодаря конвекционным потокам воздуха при охлаждении трансформатор устойчив к загрязнениям.
Изоляционный цилиндр между обмотками обеспечивает надежную изоляцию между обмотками. Использование высокотемпературных изоляционных материалов и эффективное конвекционное охлаждение позволяют трансформаторам с сухой изоляцией работать при более высокой температуре, поэтому они оказываются меньше и легче трансформаторов с жидким диэлектриком.
Все технологии изготовления изоляции обмоток принципиально различаются, и, как следствие, трансформаторы имеют существенно отличные эксплуатационные характеристики. Рассмотрим только некоторые из них [48].
Перегрузочная способность.
Сухие трансформаторы с литой изоляцией, вследствие того что обмотка ВН находится в «рубашке» из компаунда, весьма чувствительны к длительным послеаварийным перегрузкам. Есть примеры, когда такие трансформаторы отключались в жару, даже не будучи нагруженными до номинальной мощности. Поэтому проектировщики, знакомые с такой особенностью, выбирают сухие трансформаторы с литой изоляцией так, чтобы в двухтрансформаторной подстанции коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме не превышал 0,5. Тогда в послеаварийном режиме трансформатор просто выходит на номинальную мощность.
Трансформаторы с открытыми обмотками (когда обмотки ВН выполнены медным проводом) допускают длительную перегрузку лишь на 20% от номинальной мощности. Поэтому в случае перегрузок либо работы трансформатора в стесненных условиях (например в БКТП) и при высокой температуре окружающего воздуха этот вопрос становится очень актуальным. Разная технология – разные перегрузочные способности.
Следует отметить, что для повышения перегрузочной способности любых сухих трансформаторов имеется апробированное решение: установка на раме трансформатора специальных вентиляторов (предлагаемых производителями как опция). Вентиляторы включаются по команде блока тепловой защиты трансформатора и обеспечивают его работу с перегрузкой 25–40%. Это достаточно затратное решение (стоимость трансформатора может возрасти до 20%), кроме того, вентиляторы имеют ограниченный ресурс работы (примерно в 5 раз меньше, чем эксплуатационный ресурс самого трансформатора).
Температура хранения и эксплуатации.
Сухие трансформаторы с открытыми обмотками могут эксплуатироваться, а также транспортироваться и храниться при температуре окружающей среды от –60 до +55°С. Трансформаторы с литой изоляцией стандартно рассчитаны на диапазон температур от –25 до +40°С (у некоторых производителей от –40 до +40°С). Имеется информация о том, что трансформаторы с литой изоляцией спокойно эксплуатируются в Сибири при морозе в сорок градусов. Но проблемы нет, пока она не возникнет. Учтем, что трансформатор рассчитан на внутреннюю установку и, если на улице –40°С, то в камере трансформатора (с учетом тепловых потерь) может быть и –5°С.
А если подстанция «погаснет» и простоит неделю при –40°С, то вполне возможно, что при включении трансформатора пойдут трещины по рубашке изоляции ВН. Отмечу, что завод-производитель в такой ситуации может не признать случай гарантийным и будет прав. Подобные проблемы могут возникнуть и после длительной перевозки (и хранения) оборудования в зимних условиях.
Потери холостого хода и КЗ.
Значения потерь КЗ для трансформаторов одинаковой мощности, выполненных по разным технологиям, также различаются незначительно, порядка 10–15%. Однако потери холостого хода определяются конструкцией магнитопровода и от технологии изготовления обмоток трансформатора практически не зависят.
Ценовые вопросы.
Пять лет назад масляный трансформатор был дешевле трансформатора с литой изоляцией в четыре раза, а сегодня – меньше чем в два раза. Но если посмотреть абсолютные цифры, то за эти пять лет масляные трансформаторы подорожали в 2–2,5 раза. Выравнивание цен на масляные и сухие силовые трансформаторы объясняется достаточно просто: инфляция в России составляет 8–10% в год, из прайс-листов отечественных заводов-производителей масляных трансформаторов отчетливо видно, что цены на их продукцию ежегодно возрастали на 10–12%. Следует отметить, что 90% сухих трансформаторов, имеющихся на российском рынке, поставляется к нам из-за рубежа. При этом в зоне евро за эти годы случалась как инфляция, так и дефляция. Еще в прошлом году итальянские производители сухих трансформаторов предлагали нам продукцию по ценам 2005 года.

Проблемы и перспективы.

Основной проблемой сухих трансформаторов является ограничение их максимальной мощности, обусловленное условиями охлаждения. До недавнего времени считалось, что предельная мощность для сухих трансформаторов составляет 15 МВА. По данным концерна ABB, в настоящее время уже выпускаются сухие трансформаторы типа Resibloc мощностью до 40 МВА и в перспективе компания собирается довести это значение до 60 МВА.
Учитывая, что на сегодняшний день сухие трансформаторы используются только в средних классах напряжения, эти значения с запасом покрывают потребности распределительных сетей.
Некоторые характеристики, на которые потребителю необходимо обратить внимание при заказе трансформаторов, уже рассматривались выше. Однако следует учитывать и еще некоторые факторы, к примеру, перегрузочную способность. В зависимости от вида изоляции этот параметр у сухих трансформаторов разнится достаточно сильно. Немаловажна и стойкость сухих трансформаторов к механическим воздействующим факторам – вибрациям, ударам и так далее.
Возьмем во внимание и вид климатического исполнения. Большинство поставляемых в Россию, и производимых в стране сухих трансформаторов с литой изоляцией соответствуют классу «У» по ГОСТ 52719-2007, что ограничивает их использование во многих регионах Российской Федерации с холодным климатом, особенно с учетом перевозки и хранения.
Некоторые производители заявляют иной климатический класс – «ХЛ» или «УХЛ», однако опыта эксплуатации сухих трансформаторов в крайне тяжелых климатических условиях ряда регионов России пока нет. К сожалению, данные по эксплуатации других типов сухих трансформаторов в России тоже крайне ограничены.
Одними из основных тенденций развития мирового трансформаторостроения являются повышение экологичности, взрыво- и пожаробезопасности трансформаторного оборудования и повышение номинального напряжения сухих трансформаторов свыше 35 кВ.
Современные сухие трансформаторы обеспечивают уровень прочности изоляции такой же, как и трансформаторы с жидким диэлектриком, а по удобству в обслуживании и монтажу существенно их превосходят. Преимущества сухим трансформаторам дают новые изоляционные материалы, современные принципы конструирования и технологии изготовления.
Высокая механическая прочность гарантирует сейсмостойкость этих аппаратов. Сухие трансформаторы с открытой обмоткой оптимальны для использования на атомных электростанциях и в подземных сооружениях, где необходима значительная устойчивость к вибрациям. Высокий уровень безопасности обеспечивает возможность использования таких трансформаторов с высокой рабочей температурой обмоток (класс H 155 – 180 оC) в районах высокого риска, в том числе в шахтах и взрывоопасных зонах.
Результаты комплексных экспериментальных исследований и испытаний моделей и макетов отдельных узлов, а так же макета фазы сухого трансформатора 110 кВ, проводимые ФГУП ВЭИ совместно с ЗАО «Группа СВЭЛ» [49], показывают практическую возможность создания сухих трансформаторов 110 кВ и обеспечения требуемой электрической прочности их изоляции.
Благодаря своим эксплуатационным качествам трансформаторы с сухой изоляцией постепенно должны заместить масляные трансформаторы внутрицеховых сетей.

Заключение

В дипломном проекте произведёно проектирование системы электроснабжения завода по изготовлению станков.

Рассчитана питающая и распределительная сеть предприятия, выбраны трансформаторы, главная схема электрических соединений. Произведены расчеты следующих разделов:

определение расчетных нагрузок;
выбор и проверка числа и мощности ЦТП 10/0,4 кВ;
выбор и проверка трансформаторов ГПП 110/10 кВ;
компенсация реактивной мощности;
разработка и расчет вариантов схем внутреннего электроснабжения завода;
расчет токов короткого замыкания;
проверка кабельных линий 10 кВ на электротермическое действие ТКЗ;
выбор и обоснование главной схемы электрических соединений;
выбор и проверка оборудования со стороны высокого напряжения;
выбор и проверка оборудования со стороны низкого напряжения;
экономическое сравнение вариантов сети 10 кВ;
релейная защита.

Рассмотрены вопросы безопасности труда.

Проектом предусмотрено применение нового оборудования, сухих трансформаторов, кабелей с ЭПР изоляцией и ПВХ оболочкой, элегазовых и вакуумных выключателей, микропроцессорной релейной защиты, что позволило достичь высокой степени надежности, автоматизации и безопасности.

При выполнении дипломного проекта принимались технические решения, опирающиеся на существующие материалы, ГОСТы и исследования в области промышленных предприятий.

Список использованных источников отсутствует

ЧЕРТЕЖИ К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

Генеральный план завода с картограммой электрических нагрузок

Однолинейная схема электроснабжения завода

Однолинейная схема главной понизительной подстанции

План и разрез главной понизительной подстанции Габаритный чертеж

Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов
Габаритный чертеж

Генеральный план завода с картограммой электрических нагрузок

Скачать: FORMATY.rar

Категория: Дипломные работы / Энергетика дипломные

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент