Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

 ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

Электроснабжение завода черной металлургии

 

Содержание

Введение....................................................................................................................	7
1 Краткая характеристика электроснабжаемого объекта...................................	8
1.1 Особенности технологического процесса........................................................	8
1.2 Характеристика производственных помещений.............................................	9
2 Выбор источника питания и величины применяемых напряжений.................	10
2.1 Выбор напряжения питающей и распределительной сети.............................	10
2.2 Выбор напряжения для цеховой силовой и осветительной сети...................	10
3 Определение электрических нагрузок.................................................................	11
3.1 Расчет силовых и осветительных электрических нагрузок РМЦ ………….	11
3.1.1 Расчет силовых нагрузок РМЦ……………………………………………...	11
3.1.2 Расчет осветительной нагрузки РМЦ………………………………………	15
3.2 Расчет электрических нагрузок и освещения предприятия ………………..	16
3.2.1 Определение расчетной мощности цехов………………………………….	16
3.2.2 Определение высоковольтной нагрузки предприятия по коэффициенту загрузки…………………………………………………………………………….	18
3.2.3 Расчет осветительной нагрузки предприятия……………………………..	19
3.2.4 Определение расчетной нагрузки предприятия …………………………..	21
4 Картограмма нагрузок…………………………………………………………..	24
5 Выбор числа и предварительной мощности трансформаторов на ГПП и цеховых подстанциях…….......................................................................................	26
5.1 Определение номинального напряжения…………………………………….	26
5.2 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов ГПП и ЦТП понизительной подстанции…………………………………………………	26
6 Определение мощности компенсирующих устройств………………………...	30
6.1 Расчет  экономических и технических значений реактивной мощности, получаемой из сети энергоснабжающей организации………………………….	30
6.2 Проверка пропускной способности трансформатора ЦТП по реактивной мощности…………………………………………………………………………...	31
7 Окончательный выбор и проверка трансформаторов ГПП и ЦТП…………..	34
7.1 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность………...	35
7.2 Окончательный выбор и проверка трансформаторов ГПП…………………	35
8 Выбор и проверка питающей линии…………………………………………...	40
9 Проектирование распределительной сети предприятия ……………………...	43
9.1 Выбор конструктивного исполнения ТП, РП и места расположения  ГПП.	43
9.3 Проектирование трассы кабельных линий и способа их прокладки……….	44
9.4 Составление однолинейной схемы предприятия……………………………	44
9.5 Выбор кабельных линий на стороне ВН……………………………………..	45
9.6 Определение потерь мощности в кабельных  линиях………………………	51
10 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения ..	53
10.1 Расчёт капитальных затрат на кабельные линии…………………………...	53
10.2 Расчёт капитальных затрат на строительство подстанций и РУ………….	55
10.3 Определение капитальных вложений с учётом фактора времени………...	58
10.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов……………………	58
10.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии……………………………...	59
10.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала………………………...	60
10.4.3 Фонд оплаты труда служащих…………………………………………….	63
10.4.4 Отчисления на страховые выплаты социального характера…………….	64
10.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев……….	64
10.4.6 Амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов……………………………………………………………………………...	64
10.4.7 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения………………………………………………………………….	65
10.4.8 Годовые затраты на ремонт строительной части………………………...	65
10.4.9 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов…………	65
10.4.10 Общесетевые расходы…………………………………………………….	66
10.4.11 Прочие расходы…………………………………………………………...	66
10.4.12 Платежи по обязательному страхованию имущества…………………..	66
10.4.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии…………………………………………………..	66
10.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении….	67
10.6 Годовые приведенные затраты………………………………………………	68
10.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта…………………………	68
11 Расчет токов короткого замыкания……………………………………………	73
11.1 Расчет трехфазного и ударного тока КЗ…………………………………….	74
11.2 Расчёт времени короткого замыкания………...............................................	77
11.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость………………….	80
11.4 Уточнение годовых потерь электроэнергии………………………………..	81
12 Выбор главной схемы электрических соединений………………………….	82
13 Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на ГПП.................	83
13.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ………………………….	83
13.1.1  Выбор и проверка  изоляторов……………………………………………	83
13.1.3 Выбор высокочастотных заградителей …………………………………..	84
13.1.3 Выбор ограничителей перенапряжения…………………………………..	84
13.1.4 Выбор и проверка  силовых выключателей……………………………...	85
13.1.5 Выбор и проверка разъединителей………………………………………..	85
13.1.6 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи трансформатора…….	86
13.1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи выключателя………...	87
13.1.8 Выбор  аппаратов  в  нейтрали  трансформаторов……………………….	87
13.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ……………………………	88
13.2.1 Выбор типа и конструкции РУ низкого напряжения…………………….	88
13.2.2 Выбор и проверка шинного моста………………………………………..	89
13.2.3 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки………….	92
13.2.4 Выбор и проверка проходных изоляторов……………………………….	94
13.2.5 Выбор и проверка выключателей…………………………………………	95
13.2.6 Выбор и проверка трансформаторов тока………………………………..	96
13.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения…….	99
13.2.8 Выбор  предохранителей для защиты трансформатора напряжения…..	101
13.2.9 Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд ……	102
13.2.10 Выбор  предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд………………………………………………………………………………..	103
13.2.11  Выбор и проверка сборных шин……………………………………......	103
13.2.12 Вопросы улучшения качества электроэнергии, управления, измерений и сигнализации в системе электроснабжения предприятия………	105
13.2.13 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ………	107
14 Релейная защита………………………………………………………………..	109
14.1 Расчет защит высоковольтного синхронного двигателя….........................	109
14.1.1 Расчет защиты от междуфазных коротких замыканий………………….	109
14.1.2 Расчет защиты двигателя от перегрузки………………………………….	111
14.1.3 Расчет защиты  от понижения напряжения………………………………	111
14.1.4 Расчет защиты СД от замыканий на землю………………………………	112
14.1.5 Защита двигателя от асинхронного режима……………………………...	113
14.1.6 Резервирование отказов выключателя (УРОВ)………………………….	114
14.2 Расчет защит трансформатора ГПП…………………………………………	114
14.2.1 Расчет дифференциальной защиты………………………………………..	114
14.2.2 Газовая защита и защита РПН……………………………………………..	117
15  Безопасность труда…………………………………………………………….	118
15.1 Анализ негативных факторов на предприятии черной металлургии и обеспечение безопасности труда …………...........................................................	118
15.1.1 Анализ негативных факторов на подстанции…………………………….	119
15.1.2 Технические и  организационные меры по снижению воздействия негативных факторов……………………………………………………………...	120
15.2 Расчёт заземления и грозозащиты ГПП…………………………………….	121
15.2.1  Расчёт заземления ГПП……………………………………………………	121
15.2.2 Расчёт грозозащиты ГПП.............................................................................	123
15.3 Возможные чрезвычайные ситуации.............................................................	125
15.3.1 Анализ чрезвычайной ситуации, сложившейся в результате взрыва кислородного баллона.............................................................................................	126
15.4 Мероприятия по профилактике взрывов кислородных баллонов..............	128
16 Спецвопрос. Мероприятия по снижению потерь   электроэнергии………...	128
16.1 Проблема снижения потерь электроэнергии.................................................	128
16.2 Структура потерь электроэнергии…………………………………………..	130
16.3 Снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях и системах электроснабжения....................................................................................	132
16.3.1 Компенсация реактивной мощности………………………….…………..	133
16.3.2 Снижение норм расхода электроэнергии на единицу  выпускаемой продукции или на другой показатель  производства............................................	135
16.3.3 Регулирование суточного графика нагрузки …………………………….	135
16.3.4 Оптимизация режимов сети.........................................................................	136
16.3.5 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 380 В……………...	137
16.3.6 Технические мероприятия по снижению потерь в распределительных сетях………………………………………………………………………………..	137
16.3.7 Экономически целесообразный режим работы трансформаторов……..	138
16.3.8 Размыкание контуров в питающих и распределительных сетях………..	140
Заключение…………………………………………………………………………	142
Список использованных источников......................................................................	144
Приложение А Исходные данные...........................................................................	145

 

Аннотация

 

Записка содержит 145 страниц, в том числе 17 рисунков, 62 таблицы, 207 формул, 1 приложение, графическая часть выполнена на 6 листах формата А-1.

В данном дипломном проекте выполнен расчет системы электроснабжения предприятия черной металлургии. Для этого был произведен расчет электрических нагрузок различными методами, освещения, компенсирующих устройств, молниезащиты и искусственного заземления. Рассчитана и построена картограмма нагрузок. Расчет токов короткого замыкания выполнен с помощью компьютерной программы. Произведен выбор схемы электроснабжения промышленного предприятия исходя из технико-экономического сравнения двух наиболее целесообразных вариантов. Также были выбраны и проверены трансформаторы ГПП и ЦТП, кабели для питания силовых установок коммутационные, измерительные и защитные аппараты. Рассмотрены вопросы учета электроэнергии. В разделе релейной защиты произведен расчет защит силового трансформатора ГПП, высоковольтного двигателя с питающей линией.  Раскрыты вопросы безопасности труда на заводе.  Подробно  изложены мероприятия по снижению потерь электроэнергии.

 

 

                                               Введение

 

Из  всех  отраслей  хозяйственной  деятельности  человека  энергетика оказывает самое большое влияние на  нашу  жизнь. Энергетика - это та отрасль производства, которая развивается невиданно быстрыми темпами.

Целью энергетической политики России, представленной в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, является максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций.

Современное состояние электроэнергетики характеризуется рядом проблем системного характера: высоким уровнем физического и морального износа оборудования, низкой эффективностью использования топлива, неравномерностью роста энергопотребления по территории страны, которая ведет к недостатку активной мощности генерации и сетей электропередачи в ряде районов пиковых нагрузок.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство городов и поселков, причем на промышленность приходится большая часть потребления электроэнергии, которая должна расходоваться рационально и экономно на каждом предприятии, участке и установке. Электроснабжение промышленных предприятий должно основываться на использовании современного конкурентоспособного электротехнического оборудования.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения предприятия черной металлургии. В настоящее время существует необходимость совершенствования и создание современных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и технологическим процессом. Поэтому при проектировании уделено большое внимание вопросам надежности, обеспечению качества электроэнергии.

По типовому проекту, исходя из сведений об электрических нагрузках завода, предприятие будет получать электроэнергию от главной понизительной подстанции (ГПП). Для данного предприятия характерна большая производственная площадь. Следовательно, необходимо большое количество осветительных установок.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключаются в выборе и оптимизации параметров различных систем путем правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения. Принятие оптимальных решений на каждом этапе проектирования  способствует осуществлению общей задачи – проектированию наиболее оптимальной системы электроснабжения.

1 Краткая характеристика электроснабжаемого объекта

 

   Черная металлургия — основа развития большинства отраслей народного хозяйства и строительства.

Несмотря на бурный рост продукции химической промышленности, цветной металлургии, промышленности стройматериалов, черные металлы остаются главным конструкционным материалом в машиностроении и строительстве.

В состав черной металлургии входят следующие основные подотрасли:

 - добыча и обогащение руд черных металлов (железная, хромовая и марганцевая руда)

- добыча и обогащение нерудного сырья для черной металлургии (флюсовых известняков, огнеупорных глин и т. п.);

- производство черных металлов (чугуна, углеродистой стали, проката, металлических порошков черных металлов);

- производство стальных и чугунных труб;

- коксохимическая промышленность (производство кокса, коксового газа и пр.);

- вторичная обработка черных металлов (разделка лома и отходов черных металлов).

        

        

1.1Особенности технологического процесса

        

Собственно металлургическим циклом является производство:

1) чугунно-доменное производство, (производство чугуна восстановительной плавкой железных руд или окускованных железорудных концентратов в доменных печах);

2) стали (мартеновское, кислородноконвертерное и электросталеплавильное), (непрерывная разливка, МНЛЗ). Мартеновское производство, производство в мартеновских печах металлургических или машиностроительных заводов литой стали заданного химического состава.

3) проката (прокатное производство);

Предприятия, выпускающие чугун, углеродистую сталь и прокат, относятся к металлургическим предприятиям полного цикла.

Предприятия без выплавки чугуна относят к так называемой передельной металлургии. «Малая металлургия» представляет собой выпуск стали и проката на машиностроительных заводах. Основным типом предприятий чёрной металлургии являются комбинаты.

В размещении черной металлургии полного цикла большую роль играет сырье и топливо, особенно велика роль сочетаний железных руд и коксующихся углей.

 

 

 

1.2 Характеристики производственных помещений

 

Таблица 1 – Характеристики производственных помещений

 

№	Наименование цехов	категорийность	Характеристика помещений
1	Склад сырья	3	Нормальная
2	Бытовые помещения	3	Нормальная
3	Заводоуправление	3	Нормальная
4	Гараж	3	Нормальная
5	Материальный склад	3	Нормальная
6	Склад готовой продукции	3	Нормальная
7	Деревообрабатывающий цех	2	Пыльная
8	Компрессорная	1	Нормальная
9	Насосная	1	Нормальная
10	Цех холодного проката	2	Нормальная
11	Цех горячего проката	2	Жаркая
12	Доменный цех	1	Жаркая
13	Мартеновский цех	1	Жаркая
14	РМЦ	3	Нормальная

 

 

 

2 Выбор источника питания и величины применяемых напряжений

 

2.1  Выбор напряжения питающей и распределительной сети

 

Выбор величин напряжений производится в соответствии с рекомендациями [2].

Рассматриваемый завод имеет среднюю мощность и удаленность от энергосистемы 7,6 км (приложение А), поэтому для ее электроснабжения наиболее целесообразно применить напряжение 110 кВ. Это позволит значительно сократить потери электроэнергии в системе электроснабжения.

Согласно [2] для распределительных сетей необходимо применить напряжение 10 кВ, так как оно является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ. К тому же на предприятии все высоковольтные электроприемники с номинальным напряжением 10 кВ.

 

2.2 Выбор напряжения для цеховой силовой и осветительной сети

 

Для проектируемого ппредприятия применяется напряжение 380/220 В промышленной частоты с глухозаземленной нейтралью, так как оно удовлетворяет основным условиям питания потребителей предприятия:         

– возможности совместного питания силовых и осветительных электроприемников от общих трансформаторов;

– сравнительно небольшая мощность электроприемников цеха;

– сосредоточение электроприемников на небольшой площади;

– приемлемый уровень потерь электроэнергии и расхода цветного металла;

– относительно низкое напряжение между землей и фазой;

– небольшая плотность нагрузок и маломощные цеховые трансформаторы.

 

 

3 Определение электрических нагрузок

 

3.1 Расчет силовых и осветительных электрических нагрузок РМЦ

 

Знание электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки проводников (шин, кабелей и других) и трансформаторов по пропускной способности и экономической плотности тока, а также для расчета потерь и отклонений напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

 

3.1.1 Расчет силовых нагрузок РМЦ

 

Расчет ведется по методу коэффициента расчетной нагрузки по форме      Ф 636-92 [31].

В графу 1 таблицы 3.1 вносятся все электроприемники, в графы   2-4 количество и их номинальные мощности соответственно.

Определение суммарной мощности электроприемников:

 

,                                                 (3.1)

 

где  n- суммарное число электроприемников;

       Pн - активная номинальная мощность приемников.

 

В графы 5 и 6 вносятся , cosφ и tgφ электроприемников.

Определяются нагрузки за наиболее загруженную смену:

 

                                                   (3.2)

 

                                                   (3.3)

 

где   Kи - коэффициент использования отдельного ЭП или группы ЭП за наиболее загруженную смену;

Pн- активная номинальная мощность приемников;

Qсм - средняя реактивная мощность;

Р_см - средняя активная мощность;

Например, для станка №1 - отрезного станка с ножовочной пилой:

 

;

.

 

Для остальных приемников расчет аналогичен.

 

;

.

 

Результаты расчёта вносятся в графы 7 и 8.

Определяется групповой коэффициент использования:

  

,                                                      (3.4)

 

где SPсм - суммарная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

 SPн - суммарная номинальная мощность всех ЭП, кВт.

 

 

 

Находится эффективное число электроприемников:

 

,                                                  (3.5)

 

где Pн max - мощность наибольшего ЭП, кВт.

 

 

Принимается целое меньшее число n_э=50.

Результат заносится в графу 10 итоговой строкой.

Находится коэффициент расчетной нагрузки   (в зависимости от        и ):  К_р=0,8. Результат заносится в графу 11 таблицы 3.1.

 

 

 

Находится суммарная расчетная силовая активная нагрузка РМЦ:

 

                                                                                            (3.6)

 

 кВт.

 

Результат заносится в графу 12.

Находится суммарная расчетная силовая реактивная нагрузка РМЦ:

 

                                                  ,                                        (3.7)

 

 квар.

 

Результат заносится в графу 13.

Определяется полная расчетная силовая нагрузка РМЦ:

 

                                                ,                                         (3.8)

 

 кВА.

 

Результат заносится в графу 14.

Результаты этих расчетов сведены в таблицу 3.1.

 

 

 

Таблица 3.1 - Определение расчетной нагрузки РМЦ

 

 

 

Продолжение таблицы 3.1 - Определение расчетной нагрузки РМЦ

 

 

3.1.2 Расчет  осветительной нагрузки РМЦ

 

Расчет мощности осветительной нагрузки РМЦ осуществляется методом удельной мощности осветительной нагрузки на единицу площади. Расчет производится отдельно по производственным и непроизводственным помещениям в зависимости от минимальной освещенности, вида источников света и типа светильников.

 

                               (3.9)

 

где Р_пр1 – расчетная мощность освещения производственных, помещений                                    с   минимальной освещенностью 200 лк, освещаемых лампами ДРИ, Вт/м²;

       Р_пр2 – расчетная мощность освещения производственных помещений с            E_min =300 лк, освещаемых люминесцентными лампами, Вт/м²;

       Р_нпр1 – расчетная мощность  освещения непроизводственных помещений с  E_min =75лк, освещаемых лампами ДРИ, Вт/м²;

       Р_нпр2 – расчетная мощность освещения непроизводственных помещений с  E_min =75лк, освещаемых люминесцентными лампами, Вт/м²;

        К_с – коэффициент спроса осветительной нагрузки цеха.

 

                                  (3.10)

 

где S – площадь помещений, м²;

       Р_уд – удельная мощность осветительной нагрузки, Вт/м²;

       E_min– минимальной освещенность.

(3.11)

 

(3.12)

 

 

3.2 Расчет электрических нагрузок и освещения предприятия

 

3.2.1 Определение расчетной мощности цехов

 

Определение расчетных нагрузок цехов напряжением ниже 1кВ производится по методу коэффициента спроса. Согласно методу коэффициента спроса [9] расчетная нагрузка электроприемников определяется по формулам:

 

(3.13)

      

(3.14)

 

где Р_уст – суммарная установленная мощность всех приемников цеха, которая принимается по исходным данным (приложение А);                                             

        К_с – средний коэффициент спроса, принимаемый по [22];

        tg φ – соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Приемники напряжением выше 1 кВ (например, двигатели 10 кВ)  учитываются отдельно.

Расчётная полная мощность определяется по формуле:

 

(3.15)

      

Рассчитается для цеха №8, компрессорная:

Рн=400 кВт; Кс=0,35; cosφ=0,7:

 

    

    

    

Расчеты для остальных цехов аналогичны, результаты расчетов представлены в таблице 3.2.

 

 

Таблица 3.2 - Определение расчетной низковольтной нагрузки

 

номер	Наименование потребителя	Силовая нагрузка
по генплану		Pn,кВт	Kc	cosf/tgf		Pp	Qp	Sp
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Склад сырья	100	0,3	0,8	0,75	30,00	22,50	37,50
2	Бытовые помещения	400	0,45	0,9	0,48	180,00	87,18	200,00
3	Заводоуправление	350	0,45	0,75	0,88	157,50	138,90	210,00
4	Гараж	180	0,25	0,7	1,02	45,00	45,91	64,29
5	Материальный склад	70	0,3	0,8	0,75	21,00	15,75	26,25
6	Склад готовой  продукции	250	0,35	0,8	0,75	87,50	65,63	109,38
7	Деревообрабатывающий цех	380	0,35	0,75	0,88	133,00	117,29	177,33
8	Компрессорная	400	0,35	0,7	1,02	140,00	142,83	200,00
9	Насосная	700	0,35	0,7	1,02	245,00	249,95	350,00
10	Цех холодного проката	10000	0,5	0,8	0,75	4962,00	3721,50	6202,50
11	Цех горяч проката	9000	0,55	0,8	0,75	4950,00	3712,50	6187,50
12	Доменный цех	12000	0,45	0,75	0,88	5400,00	4762,35	7200,00
13	Мартеновский цех	3200	0,5	0,75	0,88	1585,00	1397,84	2113,33
14	РМЦ	-	-	-	-	344,90	132,20	369,37

 

3.2.2 Определение высоковольтной нагрузки предприятия по коэффициенту загрузки

 

Высоковольтная нагрузка цеха определяется по формуле:

(3.16)

 

где	- коэффициент загрузки; Кр – коэффициент расчетной мощности, Кр=1 по [31];
	- номинальная мощность оборудования; n – количество высоковольтного оборудования в цехе.

 

Для цеха №8 выбирается 2 СД марки  СТД 3150-2Р УХЛ4 по [21] с техническими данными, cosφ=0.9, tgφ = 0.48, Р_н1 =3150 кВт.

 

  

 

Для остальных цехов расчет аналогичен. Результаты расчета заносятся в таблицу 3.3.

 

Таблица 3.3 - Определение расчетной высоковольтной нагрузки

 

Цех		Pн, кВт	Марка	n, об/мин	Кол- во	Кз	cosφ	Pуст , кВт	Pp, кВт	Qp, квар	Sp, кВА
8		3150	СТД 3150-2Р УХЛ4	3000	2	0,85	0,9	6300	5355	-2570,4	5939,9
9		4000	СТД–4000-2Р УХЛ4	3000	2	0,85	0,9	8000	6800	-3264	7542,8
10		4500	СДСЗ 15-64-6У3	375	3	0,85	0,9	13500	11475	-5508	12728,5
11		3200	СДСЗ 17-76-12У3	500	3	0,85	0,9	9600	8160	-3916,8	9051,3
12		1360	доменная печь, дуговая		4	0,85	0,85	5440	4624	2866,88	5440,6
13		1360	печь, ДСП		2	0,85	0,85	2720	2312	1433,44	2720,3
Итого:									38726	-10958,9	43423,5

3.2.3 Расчет осветительной нагрузки предприятия

 

Мощность осветительной нагрузки определена методом удельной мощности на единицу площади. Согласно этому методу суммарная установленная мощность ламп определена по выражению:

 

(3.18)

 

где	- освещаемая площадь; Кс – коэффициент спроса осветительной нагрузки цеха;
	- удельная мощность освещения выбирается по справочным данным

[22] в зависимости от минимальной освещенности.

Расчетная активная мощность с учетом :

 

(3.19)

 

Расчетная реактивная нагрузка:

 

(3.20)

 

Расчетная мощность осветительной установки определяется по формуле:

 

(3.21)

 

В цехах принимаются лампы ДРЛ в светильниках РСП (сosφ=0,6,   ) кроме  цеха 2 и 3, которые освещаются люминесцентными лампами ЛБ в светильниках ЛПО Сириус (сosφ=0,92 , ).

Для цеха №10:

 

 

 

 

Территория завода освещается лампами ДНаТ.

Результаты расчётов приведены в таблице 3.4

 

Таблица 3.4 - Расчет осветительной нагрузки предприятия

 

№		исходные данные					Расчетные данные
	потребителя	Pуд	Кс	Длина, м	Ширина, м	Площадь, м2	Кпра	Ppo	cosf	tg(f)	Qpo	Spo
1	2	3	4	5	6	8	9	10	11	12	13	14
1	Склад сырья	2,55	0,6	171	86	14706	1,1	41,25	0,6	1,33	54,86	68,64
2	Бытовые помецения	2,6	0,9	343	71	24353	1,2	75,98	0,92	0,43	32,67	82,71
3	Заводоуправление	7,8	0,9	114	43	4902	1,2	45,88	0,92	0,43	19,73	49,94
4	Гараж	2,55	0,95	71	29	2059	1,1	5,7755	0,6	1,33	7,68	9,61
5	Материальный склад	2,55	0,6	271	57	15447	1,1	43,329	0,6	1,33	57,63	72,10
6	Склад гот.продукции	2,55	0,6	486	86	41796	1,1	117,24	0,6	1,33	155,93	195,08
7	Деревообрабатывающий цех	6,8	0,95	214	71	15194	1,1	113,65	0,6	1,33	151,16	189,12
8	Компрессорная	5,1	0,95	129	50	6450	1,1	36,19	0,6	1,33	48,13	60,21
9	Насосная	5,1	0,95	107	57	6099	1,1	34,22	0,6	1,33	45,51	56,93
10	Цех холодн проката	6,8	0,95	386	200	77200	1,1	577,46	0,6	1,33	768,02	960,89
11	Цех горяч проката	6,8	0,95	414/-171	228/-171	53253	1,1	398,33	0,6	1,33	529,78	662,83
12	Доменнвй цех	6,8	0,95	243	50	12150	1,1	90,88	0,6	1,33	120,87	151,23
13	Мартеновский цех	6,8	0,95	229	100	22900	1,1	171,29	0,6	1,33	227,82	285,03
14	РМЦ	-	0,85	66	54	3564	-	26,66	0,61	1,23	32,79	42,26
	Территория	0,16	0,5	1586	857	1059129	1,1	186,4	0,6	1,33	247,92	310,18

3.2.4 Определение расчетной нагрузки предприятия

 

Для цеха №10:

 

(3.22)

 

 

 

 

 

Расчетная нагрузка для остальных цехов с учетом осветительной нагрузки приведена в таблице 3.5.

Определяются расчетные нагрузки предприятия:

 

 

Расчетная нагрузка для предприятия в целом:

                          

Pрз=( +ΔРт +ΔРл)*Ко+ +                         (3.23)

                        

  Qрз=( +ΔQт +ΔQл)*Ко+ +                       (3.24)

 

где  , –  суммарная расчетная активная  и реактивная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 0,4 кВ;

 , – потери активной и реактивной мощности в трансформаторе;

        ,  – потери активной и реактивной мощности в линиях;

К_о – коэффициент одновременности максимумов, принимаемый 0,95;

,  – расчетная активная и реактивная нагрузка наружного освещения;

           ,  – суммарная расчетная активная и реактивная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 10 кВ (таблица 3.3).

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах для приближенных расчетов определяются по следующим формулам:

 

ΔP_т=0,02·  ,                                       (3.25)

                                                    

          ΔQ_т=0,1· .                                         (3.26)

 

ΔP_т=0,02·26324,84=526,5  кВт ;

ΔQ_т=0,1·26324,84=2632,48 квар.

 

Определяются потери в линиях из соотношений:

 

ΔP_л=0,03·  ,                                                 (3.27)

 

ΔQ_л=0,03· .                                                (3.28)

 

ΔP_л=0,03·20058,23=601,75 кВт;

 

ΔQ_л=0,03·16851,82= 505,55 квар;

 

Pрз=( 20058,23+526,5 +601,75)*0,95+ 186,41+ 38726 = 59039,56  кВт;

 

Qрз=( 16851,82+2632,48 +505,55)*0,95+247,92  - 10958,9= 8279,4  квар;

кВА.

 

 

 

Таблица 3.5 - Расчетная нагрузка цехов предприятия

 

Определение нагрузки по цехам
№	наименование	Силовая			Осветительная			Суммарная цеховая
	потребителя	Ppc	Qpc	Spc	Ppo	Qpo	Spo	Pps	Qps	Sps
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Склад сырья	30	22,5	37,5	41,250	54,863	68,641	71,25	77,36	106,14
2	Бытовые помецения	180	86,4	199,7	75,981	32,672	82,708	255,98	119,07	282,37
3	Заводоуправление	157,5	138,6	209,8	45,883	19,730	49,945	203,38	158,33	259,75
4	Гараж	45	45,9	64,3	5,775	7,681	9,610	50,78	53,58	73,89
5	Материальный склад	21	15,75	26,3	43,329	57,627	72,099	64,33	73,38	98,35
6	Склад гот.продукции	87,5	65,6	109,4	117,238	155,926	195,084	204,74	221,53	304,44
7	Деревообрабатывающий цех	133	117	177,1	113,651	151,156	189,116	246,65	268,16	366,25
8	Компрессорная	140	142,8	200,0	36,185	48,125	60,211	176,18	190,93	260,19
9	Насосная	245	250	350,0	34,215	45,506	56,934	279,22	295,51	406,97
10	Цех холодн проката	4962	3721	6202,2	577,456	768,016	960,887	5539,46	4489,02	7163,09
11	Цех горяч проката	4950	3712,5	6187,5	398,332	529,782	662,826	5348,33	4242,28	6850,33
12	Доменный цех	5400	4752	7193,2	90,882	120,873	151,228	5490,88	4872,87	7344,38
13	Мартеновский цех	1585	1397	2112,8	171,292	227,818	285,030	1756,29	1624,82	2397,81
14	РМЦ	344,1	132,2	368,6	26,659	32,790	42,260	370,76	164,99	410,88
Итого по НН:								20058,23	16851,82	26324,84

 

4 Картограмма нагрузок

                                                                                    

Центр электрических нагрузок по активной мощности определяется по формулам:

,                                           (4.1)

 

,                                               (4.2)

 

где ΣP_рi – суммарная расчетная нагрузка по цеху (низковольтная + осветительная + высоковольтная);

X_i, Y_i – координаты цеха на плане.

 

 м;

м.

 

С целью определения места расположения ГПП, ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генплане предприятия или цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. Масштаб активных нагрузок определяется, исходя из масштаба плана предприятия. Принимается кВт/м². Центр электрических нагрузок является символическим центром потребления электроэнергии. Поэтому ГПП располагаем как можно ближе к центру нагрузок. Это позволяет сократить протяженность сетей 10 кВ, уменьшить расход проводникового материала, снизить потери. При этом используется центр активной электрической нагрузки, т.к. реактивную мощность в итоге можно компенсировать.

Последовательность построения:

- наносятся на генплан центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха;

- определяется масштаб активных (m_a) нагрузок, исходя из масштаба генплана;

 - принимается масштаб для нагрузок   m_a = 0,075 кВт/м²;

- определяются радиусы окружностей для цехов:

 

 ,                                                    (4.2)

 

Радиусы низковольтной и высоковольтной нагрузок для компрессорной:

 

.

 

Далее в окружности на 0,4 кВ выделяется сектор, визуально показывающий долю осветительной нагрузки в цехе:

 

,                                       (4.3)

 

Для цеха 10:

.

 

Аналогично для остальных цехов. Результаты сводятся в таблицу 4.1.

 

Таблица 4.1 – Результаты расчетов данных для картограммы нагрузок

 

№	наименование	координаты центра			радиусы	радиусы	α0
	потребителя	х	y		Rн	Rв
		м	м	кВт/м2	м	м	град
1	Склад сырья	116	679	0,075	17,4		208
2	Бытовые помещения	176,6	734	0,075	33,0		107
3	Заводоуправление	790	738	0,075	29,4		81
4	Гараж	1087	745	0,075	14,7		41
5	Материальный склад	1389	739	0,075	16,5		242
6	Склад готовой продукции	116	349,2	0,075	29,5		206
7	Деревообрабаты- вающий цех	869	431	0,075	32,4		166
8	Компрессорная	1333	429,02	0,075	27,3	150,8	74
9	Насосная	1483	571	0,075	34,4	169,9	44
10	Цех холодного проката	420	198	0,075	153,3	220,7	38
11	Цех горяч проката	818	222	0,075	150,7	186,1	27
12	Доменный цех	1306	311	0,075	152,7	140,1	6
13	Мартеновский цех	1318	152	0,075	86,3	99,1	35
14	РМЦ	1546	352	0,075	39,7		32

Полученные радиусы наносятся на генплан предприятия.

Правильный выбор места расположения подстанций на территории предприятия позволяет составить наиболее рациональную схему электроснабжения (наименьшие длины питающих линий, соответственно меньшие потери мощности).

Таким образом, исходя из полученной картограммы, видно, что требуется установка нескольких РП, так как высоковольтная нагрузка рассредоточена по территории предприятия и количество высоковольтных приемников относительно велико.

 

 

5 Выбор числа и предварительной мощности трансформаторов на ГПП и цеховых подстанциях

 

5.1 Определение номинального напряжения

 

Номинальное напряжение на стороне ВН ГПП определяется по формуле  Г.А. Илларионова,  которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

 

                                                     (5.1)

где l – расстояние от системы до предприятия, 7,6 км.

 

 

Принимается стандартное номинальное напряжение 110 кВ.

 

 

5.2 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов ГПП и ЦТП

 

При определении числа трансформаторов исходят из обеспечения питания с учетом категории потребителей. При наличии потребителей I и II категории на подстанции должно быть установлено не менее двух силовых трансформаторов.

 

 

 

 

 

Ориентировочная мощность трансформатора:

 

,                                                 (5.2)

где  – среднеквадратичная мощность.

 

S_ск= ,                                             (5.3)

 

где  – мощность ступени нагрузки в относительных единицах;

t_i   - продолжительность ступени в часах;

k – количество ступеней графика.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок – 5.1 Суточной график нагрузки для черной металлургии 

 

 

Принимается за номинальную мощность трансформаторов ближайшая  стандартная. По таблице 3.6 [5] выбираем трансформатор ТРДН-25000/110. Выбранный трансформатор будет проверен на систематическую и аварийную перегрузки.

Для выбора  трансформаторов ЦТП определяется их расчетная мощность,   которая определяется по среднесменной потребляемой мощности Sсм, за наиболее нагруженную смену:

                                             (5.4)

 

где     – суммарная мощность в целом цехов, запитанных от данной ТП за наиболее загруженную смену, кВА;

– предварительный коэффициент загрузки трансформатора, принимает значения0,7–0,8 для двухтрансформаторных подстанций, 0,95 для однотрансформаторных по [1]);

n - число трансформаторов на подстанции.

Для  ЦТП1, которая питает цеха 8, 9 (1 категория) и 4, 5, 14 (3 категория), количество трансформаторов равно двум, так как имеются потребители 1 категории.

 

 кВА.

 

Выбираем трансформатор ТМЗ-1000/10, тогда фактический коэффициент загрузки:

                                      (5.5)

 

    

 

Аналогично выбираются трансформаторы для остальных ЦТП. Результаты заносятся в таблицу 5.1.

 

 

Таблица 5.1 – Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

 

ориентировочная мощность трансформатора		мощность
№ ЦТП	Потре-бители	P, кВт	Q, кВАр	S, ВА	Катего-рия	кол-во трасфоров, шт	Sор	Sстд	Кз	Кз ф	место располжения, номер цеха
ЦТП 1	8,9,4,5,14	941,26	778,38	1250,28	1,2,3	2	893,1	1000	0,7	0,63	8
ЦТП 2-5	12	5490,88	4872,87	7344,38	1	8 по 2 в тп	1351,5	1600	0,7	0,57	12
ЦТП 6, 7	13	1756,29	1624,82	2397,81	1	4 по 2 в тп	856,4	1000	0,7	0,6	13
ЦТП8-10	11, 7, 2, 3, н.о/2	6147,55	4911,80	7913,79	2,3	6 по 2 в тп	1884,2	1600	0,7	0,82	11
ЦТП11-13	10,6,1,н.о/2	5908,65	4911,87	7728,76	2,3	6 по 2 в тп	1840,2	1600	0,7	0,81	10

 

6 Определение мощности компенсирующих устройств

 

6.1 Расчет  экономических и технических значений реактивной мощности, получаемой из сети энергоснабжающей организации

 

Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь, так как компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети.

Экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети [8]:

 

 ,                                               (6.1)

 

где tgφ_э.н. - нормативный коэффициент реактивной мощности;

       - математическое ожидание расчетной активной нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой.

Значение tgφ_э.н в соответствии с приказом №49 министерства промышленности и энергетики от 22 февраля 2007 г.  для потребителя напряжением 110 кВ равно 0,5.

Значение нормативного коэффициента реактивной мощности принимается

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной мощности:

 

,                                                       (6.2)

 

,                                                       (6.3)

 

где Р_р и  Q_р  - расчетные нагрузки с учетом потерь в линиях и трансформаторах;

      К_о - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию, согласно [8] может быть принят равным 0,9.

 

 кВт;

 квар;

 квар.

 

 

 

 

 

 

На границе балансового разграничения с энергосистемой должно выполняться условие:

 

,                                                (6.4)

 

где Q_нк – суммарная реактивная мощность установленных низковольтных батарей конденсаторов, квар;

Q_э – значение реактивной мощности, которое экономически эффективно получать из энергосистемы.

 

.

 

Условие не выполняется, так как мощность, которую может выдать система больше требуемой. Следовательно, необходимо указать в документе на пользование электрической энергией, что потребление из сети реактивной мощности составит 7451,46 квар.

Пересчет баланса:

 

Условие баланса выполняется, дополнительных компенсирующих устройств устанавливать не требуется.

 

6.2 Проверка пропускной способности трансформатора ЦТП по реактивной мощности

 

Наибольшее значение реактивной мощности Q_Т, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки К_з:

                                      (6.5)

 

где S_Т – номинальная мощность трансформатора;

 N_T – число трансформаторов на подстанции;

 К_з – реальный коэффициент загрузки трансформаторов;

 Р_р – расчетная активная нагрузка узла с учетом реальных потерь активной мощности в трансформаторах.

Для цеховых трансформаторов уточняются потери мощности по паспортным данным:

                                         (6.6)

 

 

                         (6.7)

 

где ΔР_хх – потери мощности холостого хода трансформатора, кВт (таблица 6.1);

ΔР_кз – потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт;

I_хх % – ток холостого хода трансформатора;

U_кз% – напряжение короткого замыкания трансформатора;

S_р – полная мощность цеха (если несколько ЦТП  на цех, то мощность делится на их количество).

Потери для ЦТП1:

 

 

Пересчитывается расчетная активная нагрузка узла. Значения мощностей цехов берутся из таблицы 3.5:

 

Р_р = ( )/1+13,5 = 954,76кВт;

 

Q_p = (53,58+73,38+190,93+295,51+164,99)/1+70,99 = 849,37квар;

 

квар.

 

Мощность низковольтных конденсаторных батарей:

 

                                                   (6.8)                                                 

 

где Q_p – расчетная реактивная нагрузка узла с учетом реальных потерь реактивной мощности в трансформаторах.

 

квар

 

Аналогично для других  ЦТП, расчет сведен в таблицу 6.1.

Из таблицы видно, что установки низковольтных конденсаторный батарей не требуется, так как трансформаторы во всех цехах имеют пропускную способность большую, чем расчетная реактивная нагрузка.

 Вывод: установка конденсаторных батарей на высокой и низкой сторонах не требуется.

 

Таблица 6.1 – Паспортные данные трансформаторов ЦТП

 

№	Номинал Мощность  тр-ра	кол-во n	Кз фактич	поте Р хх	поте Р кз	I xx	U кз
тп1	1000	2	0,63	2,45	11	0,014	5,5
тп2-тп5	1600	2	0,57	3,3	16,5	0,013	5,5
тп6-тп7	1000	2	0,6	2,45	11	0,014	5,5
тп8-тп10	1600	2	0,82	3,3	16,5	0,013	5,5
тп11-тп13	1600	2	0,81	3,3	16,5	0,013	5,5

 

Таблица 6.2 – Потери в трансформаторах ЦТП

 

№	мощность трансформатора	количество ЦТП на нагрузку (цех)	потери P тр-ров 1-ой ЦТП	потери Q тр-ров 1-ой ЦТП	Pp	Qp	Qт	Qнк
тп1	1000	1	13,50	70,99	954,76	849,37	1004,70	-155,33
тп2-тп5	1600	4	17,46	99,54	1390,18	1317,76	1446,73	-128,97
тп6-тп7	1000	2	12,81	67,53	890,95	879,94	973,96	-94,03
тп8-тп10	1600	3	29,03	161,20	2078,21	1798,47	2025,10	-226,63
тп11-тп13	1600	3	27,99	155,67	1997,54	1792,96	2010,15	-217,19

7 Окончательный выбор и проверка трансформаторов ГПП и ЦТП

 

7.1 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность

 

Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность производится по [10].

Для ЦТП1 определяется коэффициент обеспеченности мощностью в нормальном режиме по формуле:

 

                                                (7.1)

 

 

В результате , следовательно, проверка на систематическую перегрузку не требуется.

Проверка других трансформаторов цеховых подстанций на систематическую перегрузку не осуществляется, т. к.  очевидно больше единицы.

Проверка на аварийную перегрузку осуществляется только для двухтрансформаторных подстанций. Необходимо выполнение условия:

 

                                              (7.2)

 

где  допустимый коэффициент аварийной перегрузки, принимаемый для масляных трансформаторов 1,4.

Для ЦТП-8:

 

Условие (7.2) не выполняется, следовательно, определяется необходимая мощность отключения:

 

                                                          (7.3)

 

 

 

 

Необходимо выполнение условия:

 

                                                                           (7.4)

 

где расчетная нагрузка потребителей 3-й категории, подключенных к данной ЦТП.

 

 

Условие (7.4) выполняется, следовательно, за счет отключения потребителей 3-ей категории в послеаварийном режиме трансформатор ЦТП-8 сможет нести оставшуюся нагрузку.

Для остальных трансформаторов проверка выполняется аналогично. Результаты заносятся таблицу 7.1.

 

Таблица 7.1 - Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность

 

№ ЦТП	n, шт	Sн, кВА	кол-во ЦТП	К2доп*Sн, кВА	Марка   тр-ра	Sр,  кВА	Sотк, кВА	SрIIIк, кВА
ЦТП-1	2	1000	1	1400	ТМЗ-1000/10	1260,56	-	593,4
ЦТП 2-5	2	1600	4	2240	ТМЗ-1600/10	1836,10	-	0
ЦТП6-7	2	1000	2	1400	ТМЗ-1000/10	1198,90	-	0
ЦТП 8-10	2	1600	3	2240	ТМЗ-1600/10	2637,93	397,93	697,21
ЦТП 11-13	2	1600	3	2240	ТМЗ-1600/10	2576,25	336,25	565,67

 

Мощность трансформаторов  ТП-1  остается неизменной и равной 1000 кВА (с учетом перспективы развития сети и удешевления складского резерва).

Выбранные трансформаторы ЦТП марки ТМЗ проходят проверку на аварийную перегрузку.

 

7.2 Окончательный выбор и проверка трансформаторов ГПП

 

Для окончательного выбора и проверки трансформаторов ГПП необходимо определить мощность завода с учётом потерь в трансформаторах ЦТП по паспортным данным.

Расчетные мощности завода определяется по формулам (3.23) и (3.24), но потери в трансформаторах берутся из таблицы 6.2:

 

Pрз=( +(1*13,5+4*17,46+2*12,81+3*29,03+3*27,99)+0,03*20058,23)*0,95+  +186,41 +38726=58805,4 кВт;

 

Qрз =( 16851,82+ (1*70,99+4*99,54+2*67,53+3*161,20+3*155,67) +0,03* *16851,82)*0,95+247,92 - 10958,88=7255,6 квар.

 

Полная расчетная мощность завода:

                        

кВА;

 

Главная понизительная подстанция проектируется для города Оренбурга, следовательно, эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Θ_экв) в г.Оренбурге составляет [5]: летняя:  20,7 ºС. Для проверки трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку необходимо построить суточный график нагрузки для предприятия и определить число часов использования максимума нагрузки .

 

 

Рисунок 7.1 – Суточный график нагрузки для черной металлургии

 

Число суток в году составляет 365. Проводится нумерация ступеней графика,  начиная с максимального значения. Получается 4 ступени.

Суммарная продолжительность i-ой ступени годового графика: 

 

(7.5)

        

где	– суммарная продолжительность i-ой ступени.

Для первой ступени:

 

 

Для остальных ступеней графика расчет проводится аналогично, и сводятся в таблицу 7.2.

 

Таблица 7.2 – Построение годового графика нагрузки по продолжительности

 

№ ступени	Pi, кВт	ti, ч	Ti, ч
1	58805,39	5	1825
2	55865,12	3	1095
3	52924,85	6	2190
4	49984,58	10	3650
Итого		24	8760

 

Находится число часов использования максимума нагрузки:

 

(7.6)

       

 

 

Проверка на систематическую перегрузку по [10].

Определяется коэффициент обеспеченности мощностью в нормальном режиме по формуле:

                                  

                                                              (7.7)

 

 

На суточный  график нагрузки наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой равной величине К_нт ^*, рисунок 7.2.

 

Определяется коэффициент начальной загрузки К1:

 

                                        К_1ав= ,                                         (7.8)

 

 

В результате , значит, делается вывод о том, что трансформатор, оставшийся в работе, не сможет обеспечить всех потребителей в момент начальной загрузки.

Следовательно, принимается трансформатор  мощностью,  на ступень выше -  ТРДН 40000/110.

Проверка на систематическую перегрузку.

 

 

В результате , значит, проверка на систематическую перегрузку не требуется.

Проверяется трансформатор  на аварийную перегрузку.

Проверка осуществляется при работе только одного из трансформаторов.           

Определяется коэффициент обеспеченности мощностью в аварийном режиме по формуле:

 

,                                                    (7.9)

 

.

 

На суточный  график нагрузки наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой равной величине К_{нт ав}^*, рисунок 7.2.

 

Рисунок 7.2 – Суточный график нагрузки для черной металлургии

 

По пересечению графика нагрузок и линии К_{нт ав}^* определяется время аварийной  перегрузки t’_{п ав} .

.

 

Определяется коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К1ав.

 

                                           К_1ав= ,                                          (7.10)

 

 

В результате , следовательно, делается вывод о том, что трансформатор, оставшийся в работе, не сможет обеспечить всех потребителей в момент начальной загрузки.

 Следовательно, необходимо отключить потребителей 3-ей категории.

 

 

 

В результате , значит, делается вывод о том, что трансформатор, оставшийся в работе, не сможет обеспечить всех потребителей в момент начальной загрузки.

Следовательно, принимается трансформатор  мощностью,  на ступень выше – ТРДН 63000/110. Систематических перегрузок данные трансформаторы испытывать не будут.

Проверка на аварийную перегрузку. Определяется коэффициент обеспеченности мощностью в аварийном режиме:

 

.

 

В результате , значит, трансформатор в аварийном режиме перегружен не будет и проверка на аварийную перегрузку не требуется.

На ГПП устанавливаются два трансформатора ТРДН-63000/110 с паспортными данными, занесенными в таблицу 7.3.

 

 

Таблица 7.3 - Паспортные данные трансформаторов ГПП

 

Тип трансформа  торов	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ		ΔРхх, кВт	ΔРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования
		ВН	НН
ТРДН-63000/110	63000	115	10,5-10,5	50	245	10,5	0,5	±9*1,78

 

 

8 Выбор и проверка питающей линии

 

Сечение F, мм² питающей линии выбирается по экономической плотности тока:

 

                                                                                                    (8.1)

 

где  I_раб – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, А;

j_э – экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки, Т_м, А/мм². j_э = 1,0 А/мм² (для Т_max = 7938 ч по таблице 1.3.36 [1]).

Рабочий ток определяется по выражению:

 

                                          (8.2)

 

где U_ВН – напряжение подстанции с высокой стороны, кВ;

- Мощность завода с учётом потерь в трансформаторах ЦТП и ГПП по паспортным данным.

Расчетные мощности предприятия определяется по формулам (3.23) и (3.24),  но потери в трансформаторах ЦТП и ГПП по паспортным данным.

Потери в трансформаторах ГПП определяются аналогично потерям в трансформаторах ЦТП по (6.6), (6.7):

 

 

 

 

 

Из формулы (3.23) и (3.24) следует:

 кВА.

 

Определяется ток в ВЛ:                            

 

 

 

Полученное сечение округляется до стандартного, по 7.35  [5] по условию короны для сети с напряжением 110 кВ и 4 району по толщине стенки гололеда для Оренбурга принимается сечение провода не менее 120 мм² [1]. Выбирается провод   АС – 150 с I_{дл. доп.} = 450 А.

Выбранный провод необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

 

                                                      I_дл.доп  > I_ав,                                                 (8.3)

 

где I_дл.доп - длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, А;

 I_ав - аварийный ток, А.

Аварийный ток при отключении одной из линий определяется по формуле:

 

I_ав = 2∙I_раб,                                                 (8.4)

 

 

Условие (8.3) выполняется:

 

450 А > 314,68А.

 

Выбранный провод по длительно допустимому току проходит.

Многопроволочные провода напряжением 35 кВ и выше, выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме, дополнительно должны быть проверены на коронирование [1].

Должно выполняться условие:

 

                                            (8.5)

 

где  – наибольшая напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода;

E_0кр – начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см.

Значение начальной критической напряженности определяется по формуле:

                                   (8.6)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

 r₀ – радиус провода, см. Для провода сечением 150 мм² радиус 0,855 см , по таблице 7.35  [5].

 

 

Напряженность электрического поля  около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

 

                                                                                    (8.7)

 

где  U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз D_ср = 1,26 D (D - расстояние между соседними фазами, см. Для напряжения 110 кВ по [2] принимается 250 см).

 

 

 

           Рисунок 8.1 – Расположение фаз и расстояние между ними

 

 

Условие  (8.5) выполняется:

 

 

Выбранный провод проходит проверку на коронирование.

 

 

9 Проектирование распределительной сети предприятия

 

9.1 Выбор конструктивного исполнения  ТП, РП и места расположения  ГПП

 

Исходя из мощности  и типа трансформаторов, а также из условий установки, в обоих вариантах принимаются комплектные трансформаторные подстанции 2 КТП 10/0,4 кВ для наружной установки.

Оба варианта имеют 3 РП совместных с ТП. Распределительный пункт наружной установки 6 (10) кВ предназначен для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, номинальным напряжением 10.

Выбор места расположения первого варианта.

ГПП установить в ЦЭН завода не возможно, так как ЦЭН приходится на цех 11 , поэтому подстанция переносится  к границе территории предприятия со стороны расположения системы (лист 1).

ТП 1 совмещена с РП 1, который пристроен к цеху 8 (цех с наибольшей высоковольтной нагрузкой). От РП 1 запитываются ВН (четыре синхронных двигателя) цехов 8 и 9.

Перечень потребителей, питаемых от других РП приведены в таблице 9.1.

 

Таблица 9.1 – Потребители, питаемые от РП

 

№ РП	Исполнение	ЦТП	Высоковольтная нагрузка
РП1	совместно с ЦТП 1	ЦТП 1	вн8, вн9
РП2	совместно с ЦТП 6	ЦТП 2, ЦТП 3, ЦТП 4,    ЦТП 5,   ЦТП 6	вн12, вн13
РП3	совместно с ЦТП 11	ЦТП 8, ЦТП 11,    ЦТП 12,    ЦТП 13,	вн10

 

 

 

Вариант 2.

ГПП установить в ЦЭН завода не возможно, так как ЦЭН приходится на цех 11 , поэтому подстанция устанавливается как можно ближе к центру нагрузок возле цеха 11 (лист 1).

Перечень потребителей, питаемых от  РП приведены в таблице 9.2.

 

Таблица 9.2 – Потребители, питаемые от РП

 

№ РП	Исполнение	ЦТП	Высоковольтная нагрузка
РП1	совместно с ЦТП 1	ЦТП 1, ЦТП 3, ЦТП 4,	вн8, вн9
РП2	совместно с ЦТП 2	ЦТП 2, ЦТП 5, ЦТП 6,    ЦТП 7	вн12, вн13
РП3	совместно с ЦТП 8	ЦТП 8, ЦТП 11,    ЦТП 12,    ЦТП 13,	вн10

 

9.2 Проектирование трассы кабельных линий и способа их прокладки

 

При проектировании трасс кабельных линий и способа их прокладки учитывается картограмма нагрузок и свободное место, на котором можно устроить кабельные сооружения, а также агрессивность среды. Для электроснабжения предприятия черной металлургии  выбраны два способа прокладки.

Вариант 1.

1 Группы кабелей от ГПП до всех РП  проложены в канале, так как имеется большое количество кабелей, проложенных рядом в одном направлении.

В канале прокладываются также кабели, питающие  ЦТП: (ЦТП 7, 5, 4, 9) и кабели, питающие высоковольтную нагрузку цехов 9, 11 и 12.

2 Все остальные кабельные линии, проложены в траншеях, так как это самый дешевый способ прокладки.

Вариант 2.

1 Группы кабелей от ГПП до РП-3  проложены в канале, так как имеется большое количество кабелей, проложенных рядом в одном направлении.

В канале прокладываются также кабели, питающие высоковольтную нагрузку цеха 11.

2 Все остальные кабельные линии, проложены в траншеях.

 

9.3 Составление однолинейной схемы предприятия

 

Для электроснабжения предприятия в обоих вариантах выбрана радиально-магистральная схема электроснабжения. Участки линий, питающие потребителей 1 и 2 категорий выполнены двухцепными с использованием кабелей с бумажной изоляцией и изоляцией из сшитого полиэтилена (лист2).

 

 

 

 

   9.4 Выбор кабельных линий на стороне ВН

 

Сечение высоковольтных кабелей выбирается по экономической плотности тока. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями.

Для примера рассматривается выбор и проверка кабельной линии первого варианта от ГПП до ЦТП7. Для питания цеховой подстанции прокладываются две линии. При повреждении одной, другая должна обеспечить потребителей электрической энергией.

Мощность передаваемая линией:

 

                                                                  (9.1)

 

где    - суммарная активная мощность цехов, питаемых от ЦТП, таблица 5.1;

  - суммарная реактивная мощность цехов, питаемых от ЦТП1.

 

кВА.

 

Расчетный ток определяется:

                                          (9.2)

 

       А.

 

Для кабелей с бумажной  изоляцией при часов экономическая плотность тока =1,6 А/мм² [1].

Определяется сечение:

 

                                                   (9.2)

 

 

Принимается кабель марки ААШв , I_доп = 106 А при прокладке в воздухе[1].

Проверка по длительно допустимому току в аварийном режиме.       

 

 

 

Аварийным режимом является отключение одной цепи линии:

 

.                                                (9.3)

Условие проверки:

 

,                                                  (9.4)

 

где  – длительно допустимый ток кабеля, А;

 I_ав – максимальный ток аварийного режима, А.

 

Длительно допустимый ток кабеля определяется:

 

,                                              (9.5)

 

где К_n – коэффициент, учитывающий количество рядом проложенных кабелей по [1].

К_n принимается равным 0,9, так как рядом проложено два кабеля на расстоянии 100 мм друг от друга.

 

А;

 А;

95,4 А >72,30 А.

 

 Условие проверки выполняется. Принимается: кабель марки ААШв , при прокладке в канале.

Остальные высоковольтные кабели рассчитываются аналогично. Расчет сведен в таблицы 9.3 и 9.4.

 

Таблица 9.3 – Выбор кабельных линий первого варианта

 

Участ- ок	№ лин	n лин	Sp , кВА с уч пот в ТП	Ip , А	Fор , мм	Iав , А	Способ проклад- ки	n жил каб.	Fст, мм	Iдл.д , А	Располож  /n каб радом	L в св. мм	Кп	, А	марка
ГПП-РП1	кл1	2	14025,56	404,88	253,05	809,77	канал	1	500	865	в плоскости	-	1	865	АПвВнг
ГПП-РП2	кл2	2	16729,46	482,94	301,84	965,88	канал	1	630	1045	в плоскости	-	1	1045	АПвВнг
ГПП-РП3	кл3		19616,98	566,29	353,93	1132,59	канал	1	800	1195	в плоскости	-	1	1195	АПвВнг
ГПП-ТП9	кл4	2	5491,46	158,52	99,08	317,05	канал	1	120	390	в плоскости	-	0,9	351	АПвВнг
ТП9-ТП10	кл5	2	2745,73	79,26	49,54	158,52	траншея	1	70	210	треугольник	100	0,78	163,8	АПвП
ГПП-ТП7	кл6	2	1252,23	36,15	30,12	72,30	канал	3	35	106	2	100	0,9	95,4	ААШв
PП1-ТП1	кл7	2	1277,23	36,15	30,12	72,30	канал	3	35	106	2	100	0,9	95,4	ААШв
PП2-ТП6	кл8	2	1252,23	36,15	30,12	72,30	канал	3	35	106	2	100	0,9	95,4	ААШв
PП3-ТП11	кл9	2	5363,26	154,82	96,77	309,65	канал	1	120	390	в плоскости	-	0,9	351	АПвП
ТП11-ТП13	кл10	2	2681,63	77,41	48,38	154,82	транш	1	70	210	треугольник	100	0,9	189	АПвП
PП3-ТП12	кл11	2	5427,14	156,67	97,92	313,34	транш	1	185	360	треугольник	100	0,9	324	АПвП

 

 

Продолжение таблицы 9.3 – Выбор кабельных линий первого варианта

 

Учас- ток	№ лин	n лин	Sp , кВА с уч пот в ТП	Ip , А	Fор , мм	Iав , А	Способ проклад- ки	n жил каб.	Fст, мм	Iдл.д , А	Расположен   /n каб радом	L в св. мм	Кп	, А	марка
ТП12-ТП8	кл12	2	2745,73	79,26	49,54	158,52	транш	1	70	210	треугольник	100	0,9	189	АПвП
PП2-ТП5	кл13	2	3830,98	110,59	69,12	221,18	канал/ /траншея	1	95	250	треугольник	100	0,9	225	АПвВнг
ТП5-ТП2	кл14	2	1915,49	55,30	34,56	110,59	траншея	1	50	170	треугольник	100	0,9	153	АПвП
РП2-ТП4	кл15	2	3830,98	110,59	69,12	221,18	канал	1	70	280	в плоскости	100	0,9	252	АПвВнг
ТП4-ТП3	кл16	2	1915,49	55,30	34,56	110,59	траншея	1	50	170	треугольник	100	0,9	153	АПвП
РП1-ВН8	кл17	2	5939,95	171,47	107,17	-	траншея	1	95	250	треугольник	100	0,9	225	АПвП
РП1-ВН9	кл18	2	7542,79	217,74	136,09	-	траншея	1	120	280	треугольник	100	0,9	252	АПвП
РП3-ВН10	кл19	3	12728,46	244,96	153,10	-	траншея	1	150	320	треугольник	100	0,85	272	АПвП
ГПП-ВН11	кл20	3	9051,35	174,19	108,87	-	канал/ /траншея	1	95	285	треугольник	100	0,78	222,3	АПвВнг
РП2-ВН12	кл21	4	5440,62	78,53	49,08	-	канал	1	50	170	треугольник	100	0,8	136	АПвВнг
РП2-ВН13	кл22	2	2720,31	78,53	49,08	-	траншея	1	50	170	треугольник	100	0,9	153	АПвП

 

 

 

Таблица 9.4 – Выбор кабельных линий второго варианта

 

Участ- ок	№ лин	n лин	Sp , кВА с уч пот в ТП	Ip , А	Fор , мм	Iав , А	Способ проклад- ки	жил. каб.	Fст, мм	Iдл.д  А	Располож  /n линий радом	L в св. мм	Кп	, А	марка
ГПП-РП1	кл1	4	16062,89	231,85	144,90	463,70	траншея	1	400	540	треугольник		0,9	486	АПвП
ГПП-РП2	кл2	4	14416,16	208,08	130,05	416,16	траншея	1	300	475	треугольник		0,9	427,5	АПвП
ГПП-РП3	кл3	2	19616,98	566,29	353,93	1132,59	канал	1	800	1195	в плоскости		1	1195	АПвВнг
ГПП-ТП 10	кл4	2	5491,46	158,52	99,08	317,05	канал/ /траншея	1	185	360	треугольник		0,9	324	АПвП
ТП10-ТП9	кл5	2	2745,73	79,26	49,54	158,52	траншея	1	70	210	треугольник	100	0,9	189	АПвП
PП1-ТП1	кл6	2	1277,89	36,89	30,74	73,78	канал	3	35	106	2	100	0,9	95,4	ААШв
PП1-ТП3	кл7	2	3830,98	110,59	69,12	221,18	траншея	1	95	250	треугольник	100	0,9	225	АПвП
ТП3-ТП4	кл8	2	1915,49	55,30	46,08	110,59	траншея	3	50	134	2	100	0,9	120,6	ААШв
PП3-ТП12	кл9	2	5363,26	154,82	96,77	309,65	траншея	1	185	360	треугольник	100	0,9	324	АПвП
ТП12-ТП13	кл10	2	2681,63	77,41	48,38	154,82	траншея	1	70	210	треугольник	100	0,9	189	АПвП
PП3-ТП8	кл11	2	5427,14	156,67	97,92	313,34	канал	1	185	360	треугольник	100	0,9	324	АПвП

 

 

Продолжение таблицы 9.4 – Выбор кабельных линий второго варианта

 

Участ- ок	№ лин	n лин	Sp , кВА с уч пот в ТП	Ip , А	Fор , мм	Iав , А	Способ проклад- ки	жил. каб.	Fст, мм	Iдл.д  А	Располож  /n линий радом	L в св. мм	Кп	, А	марка
ТП8-ТП11	кл12	2	2681,63	77,41	48,38	154,82	траншея	1	70	210	треугольник	100	0,78	163,8	АПвП
PП2-ТП6	кл13	2	2504,46	72,30	45,19	144,60	траншея	1	70	210	треугольник	100	0,8	168	АПвП
ТП6-ТП7	кл14	2	1252,23	36,15	30,12	72,30	траншея	3	35	110	2	100	0,8	88	ААШв
РП2-ТП2	кл15	2	3830,98	110,59	69,12	221,18	канал	1	70	280	в плоскости	100	0,9	252	АПвП
ТП2-ТП5	кл16	2	1915,49	55,30	46,08	110,59	траншея	3	50	134	2	100	0,9	120,6	ААШв
РП1-ВН8	кл17	2	5939,95	171,47	107,17	-	траншея	1	95	250	треугольник	100	0,9	225	АПвП
РП1-ВН9	кл18	2	7542,79	217,74	136,09	-	траншея	1	120	280	треугольник	100	0,9	252	АПвП
РП3-ВН10	кл19	3	12728,46	244,96	153,10	-	траншея	1	150	320	треугольник	100	0,78	249,6	АПвП
ГПП-ВН11	кл20	3	9051,35	174,19	108,87	-	канал	1	95	285	треугольник	100	0,85	242,25	АПвВнг
РП2-ВН12	кл21	4	5440,62	78,53	49,08	-	траншея	1	50	185	треугольник	100	0,8	148	АПвП
РП2-ВН13	кл22	2	2720,31	78,53	49,08	-	траншея	1	50	170	треугольник	100	0,8	136	АПвП

 

9.5 Определение потерь мощности в кабельных  линиях

 

Потери активной мощности в кабельных  линиях определяются по формуле:

 

                                                                                     (9.6)

 

где S_р – расчетная мощность участка, кВА;

 U_н – номинальное напряжение сети, кВ;

 R_л – активное сопротивление участка кабельной линии, Ом;

 n – количество цепей.

Потери реактивной мощности в кабельных  линиях определяются по формуле:

 

                                                                                     (9.7)

 

где Х_л – индуктивное сопротивление участка кабельной линии, Ом;

Активное сопротивление участка кабельной линии:

 

                                       R_л = r₀×l,                                                          (9.8)

 

где r₀ – удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

l – длина участка, км.

Индуктивное сопротивление участка кабельной линии:

 

                                       Х_л = х₀×l,                                                         (9.9)

 

где х₀ – удельное реактивное сопротивление кабеля, Ом/км.

Определяются потери мощности на участке ГПП-РП1 для первого варианта:

 

R_л = 0,0605·0,860 =0,052 Ом;

Х_л =0,148·0,860=0,127 Ом;

  

 

 

 Расчет потерь мощности в кабельных линиях для других участков  варианта №1 и №2 производится аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицы 9.5 и 9.6.

 

Таблица 9.5 – Расчет параметров линий и потери мощности варианта №1

 

Участок	Sр кл , кВА	n	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Rл, Ом	Xл, Ом	∆Pл, кВт	∆Qл, квар
ГПП-РП1	14025,56	2	0,860	0,0605	0,148	0,052	0,127	51,18	125,19
ГПП-РП2	16729,46	2	0,628	0,0469	0,145	0,029	0,091	41,22	127,43
ГПП-РП3	19616,98	2	0,384	0,0367	0,142	0,014	0,055	27,12	104,92
ГПП-ТП 9	5491,46	2	0,116	0,32	0,166	0,037	0,019	5,60	2,90
ТП9-ТП10	2745,73	2	0,208	0,549	0,119	0,114	0,025	4,30	0,93
ГПП-ТП7	1252,23	2	0,280	1,1	0,061	0,308	0,017	2,41	0,13
PП1-ТП1	1226,16	2	0,020	1,1	0,061	0,022	0,001	0,17	0,009
PП2-ТП6	1252,23	2	0,020	1,1	0,061	0,022	0,001	0,17	0,010
PП3-ТП11	5363,26	2	0,020	0,32	0,166	0,006	0,003	0,92	0,48
ТП11-ТП13	2681,63	2	0,480	0,549	0,119	0,264	0,057	9,48	2,05
PП3-ТП12	5427,14	2	0,210	0,208	0,103	0,044	0,022	6,43	3,19
ТП12-ТП8	2745,73	2	0,067	0,549	0,119	0,037	0,008	1,39	0,30
PП2-ТП5	3830,98	2	0,152	0,405	0,112	0,062	0,017	4,52	1,25
ТП5-ТП2	1915,49	2	0,080	0,769	0,126	0,062	0,010	1,13	0,18
РП2-ТП4	3830,98	2	0,200	0,549	0,177	0,110	0,035	8,06	2,60
ТП4-ТП3	1915,49	2	0,180	0,769	0,126	0,138	0,023	2,54	0,42
РП1-ВН8	5939,95	2	0,090	0,405	0,112	0,036	0,010	6,43	1,78
РП1-ВН9	7542,79	2	0,210	0,32	0,108	0,067	0,023	19,12	6,45
РП3-ВН10	12728,46	3	0,120	0,256	0,106	0,031	0,013	16,59	6,87
ГПП-ВН11	9051,35	3	0,180	0,405	0,112	0,073	0,020	19,91	5,51
РП2-ВН12	5440,62	4	0,100	0,769	0,126	0,077	0,013	5,69	0,93
РП2-ВН13	2720,31	2	0,110	0,769	0,126	0,085	0,014	3,13	0,51
Итого								231,05	394,04

 

Таблица 9.6 – Расчет параметров линий и потери мощности варианта №2

 

Участок	Sрл , кВА	n	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Rл, Ом	Xл, Ом	∆Pл, кВт	∆Qл, квар
ГПП-РП1	16062,89	4	0,400	0,078	0,093	0,031	0,037	20,13	24,00
ГПП-РП2	14416,16	4	0,275	0,100	0,096	0,028	0,026	14,29	13,72
ГПП-РП3	19616,98	2	0,400	0,037	0,142	0,015	0,057	28,48	109,29
ГПП-ТП 10	5491,46	2	0,430	0,208	0,103	0,089	0,044	13,49	6,68
ТП10-ТП9	2745,73	2	0,208	0,549	0,119	0,114	0,025	4,30	0,93
PП1-ТП1	1226,16	2	0,020	1,100	0,061	0,022	0,001	0,17	0,009
PП1-ТП3	3830,98	2	0,038	0,405	0,112	0,015	0,004	1,13	0,31
ТП3-ТП4	1915,49	2	0,055	0,769	0,06	0,042	0,003	0,78	0,06

Продолжение таблицы 9.6 – Расчет параметров линий и потери мощности варианта №2

 

Участок	Sрл , кВА	n	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Rл, Ом	Xл, Ом	∆Pл, кВт	∆Qл, квар
PП3-ТП12	5363,26	2	0,200	0,208	0,103	0,042	0,021	5,98	2,96
ТП12-ТП13	2681,63	2	0,400	0,549	0,119	0,220	0,048	7,90	1,71
PП3-ТП8	5427,14	2	0,020	0,208	0,103	0,004	0,002	0,61	0,30
ТП8-ТП11	2681,63	2	0,296	0,549	0,119	0,163	0,035	5,84	1,27
PП2-ТП6	2504,46	2	0,080	0,549	0,119	0,044	0,010	1,38	0,30
ТП6-ТП7	1252,23	2	0,254	1,100	0,061	0,279	0,015	2,19	0,12
РП2-ТП2	3830,98	2	0,020	0,549	0,119	0,011	0,002	0,81	0,17
ТП2-ТП5	1915,49	2	0,067	0,769	0,06	0,052	0,004	0,95	0,07
РП1-ВН8	5939,95	2	0,075	0,405	0,112	0,030	0,008	5,36	1,48
РП1-ВН9	7542,79	2	0,225	0,320	0,108	0,072	0,024	20,48	6,91
РП3-ВН10	12728,46	3	0,175	0,256	0,106	0,045	0,019	24,19	10,02
ГПП-ВН11	9051,35	3	0,220	0,405	0,112	0,089	0,025	24,33	6,73
РП2-ВН12	5440,62	4	0,150	0,769	0,126	0,115	0,019	8,54	1,40
РП2-ВН13	2720,31	2	0,200	0,769	0,126	0,154	0,025	5,69	0,93
Итого								197,00	189,38

 

 

10 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

 

10.1 Расчёт капитальных затрат на кабельные линии

 

Капитальные затраты на кабельные линии определяются согласно выражению:

                                ,                               (10.1)                   

  

где  - протяженность участка кабельной линии, км;

 - удельная стоимость 1 км кабельной линии, тыс.руб/км;

 - поправочный коэффициент к стоимости строительства; принимается равным 1.14;

 - стоимость работ по монтажу кабельных линий, тыс.руб/км;

m – количество кабелей.

Результаты расчетов сведены в таблицы 10.1 и 10.2.

 

 

 

 

Таблица 10.1 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии 1 варианта

 

Участок	Марка кабельной линии	m ,шт	L, км	Цена 1 км КЛ в тыс. руб.	Стоимость мон- тажа, тыс. руб/км	Общая цена в тыс. руб.
1 вариант
ГПП-РП1	3 АПвВнг(1х500)	6	0,860	1053,191	12400	18352,3
ГПП-РП2	3 АПвВнг(1х630)	6	0,628	1134,617	12400	13751,2
ГПП-РП3	3 АПвВнг(1х800)	6	0,384	1346,722	12400	8965,5
ГПП-ТП 9	3 АПвВнг(1х120)	6	0,116	521,548	12400	2053,6
ТП9-ТП10	3 АПвП (1х70)	6	0,208	223,651	6100	1764,6
ГПП-ТП7	ААШв (3х35)	2	0,280	268,38	12400	4129,4
PП1-ТП1	ААШв (3х35)	2	0,020	268,38	6100	151,3
PП2-ТП6	ААШв (3х35)	2	0,020	268,38	6100	151,3
PП3-ТП11	3 АПвП (1х120)	6	0,020	255,517	6100	174,0
ТП11-ТП13	3 АПвП (1х70)	6	0,480	223,651	6100	4072,2
PП3-ТП12	3 АПвП (1х185)	6	0,210	335,568	6100	1942,3
ТП12-ТП8	3 АПвП (1х70)	6	0,067	223,651	6100	568,4
PП2-ТП5	3 АПвВнг(1х95)	6	0,152	492,697	12400	2660,9
ТП5-ТП2	3 АПвП (1х50)	6	0,080	209,592	6100	671,0
РП2-ТП4	3АПвВнг(1х95)	6	0,200	457,002	12400	3452,4
ТП4-ТП3	3 АПвП (1х95)	6	0,180	209,592	6100	1509,8
РП1-ВН8	3АПвП (1х120)	6	0,090	240,626	6100	774,0
РП1-ВН9	3АПвП (1х120)	6	0,210	255,517	6100	1827,4
РП3-ВН10	3 АПвП (1х150)	9	0,120	316,901	6100	1224,6
ГПП-ВН11	3АПвВнг(1х95)	9	0,180	492,697	12400	3454,4
РП2-ВН12	3АПвВнг(1х50)	12	0,100	431,125	12400	2003,4
РП2-ВН13	3 АПвП (1х50)	6	0,110	209,592	6100	922,6
Итого,  Ккл						74576,66

 

Таблица 10.2 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии 2 варианта

 

Участок	Марка кабельной линии	m, шт		L, км	Цена 1 км КЛ в тыс. руб.		Стоимость мон- тажа, тыс. руб/км		Общая цена в тыс. руб.
ГПП-РП1	3 АПвП (1х400)	6	0,400		608,780 2	6100 2		8894,4
ГПП-РП2	3 АПвВнг(1х500)	6		0,275	394,675 2		6100 2		5309,5
ГПП-РП3	3 АПвВнг(1х800)	6		0,400	1346,722		12400		9339,0

 

Продолжение таблицы 10.2 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии 2 варианта

 

Участок	Марка кабельной линии	m, шт	L, км	Цена 1 км КЛ в тыс. руб.	Стоимость мон- тажа, тыс. руб/км	Общая цена в тыс. руб.
ГПП-ТП 10	3 АПвП (1х185)	6	0,430	335,568	6100	3977,2
ТП10-ТП9	3 АПвП (1х70)	6	0,208	223,651	6100	1764,6
PП1-ТП1	ААШв (3х35)	2	0,020	268,38	6100	151,3
PП1-ТП3	3 АПвП (3х95)	6	0,038	240,626	6100	326,8
ТП3-ТП4	ААШв (3х50)	2	0,055	305,05	6100	420,7
PП3-ТП12	3 АПвП (1х1185)	6	0,200	335,568	6100	1849,9
ТП12-ТП13	3 АПвП (1х70)	6	0,400	223,651	6100	3393,5
PП3-ТП8	3 АПвП (1х185)	6	0,020	335,568	6100	185,0
ТП8-ТП11	3 АПвП (1х70)	6	0,296	223,651	6100	2511,2
PП2-ТП6	3 АПвВнг(1х70)	6	0,080	223,651	6100	678,7
ТП6-ТП7	ААШв (3х35)	2	0,254	268,38	6100	1921,7
РП2-ТП2	3 АПвП (1х70)	6	0,020	223,651	6100	169,7
ТП2-ТП5	ААШв (1х50)	2	0,067	305,05	6100	512,5
РП1-ВН8	3 АПвП (1х95)	6	0,075	240,626	12400	1183,6
РП1-ВН9	3 АПвП (1х120)	6	0,225	255,517	6100	1957,9
РП3-ВН10	3 АПвП (1х150)	9	0,175	316,901	6100	1785,9
ГПП-ВН11	3 АПвВнг (1х95)	9	0,220	492,697	12400	4222,0
РП2-ВН12	3 АПвП (1х50)	12	0,150	209,592	9150	1994,7
РП2-ВН13	3 АПвП (1х50)	6	0,200	209,592	6100	1677,5
Итого,  Ккл						54227,55

 

 

10.2 Расчёт капитальных затрат на строительство подстанций и РУ

 

Капитальные затраты на строительство трансформаторных подстанций и РУ складываются из вложений в комплектные трансформаторные подстанции, в собственно трансформаторы и в ячейки ГПП с учётом монтажных работ:

 

, (10.2)

 

где - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, тыс.руб.;

      - количество комплектных трансформаторных подстанций, шт;

      - стоимость силового трансформатора, тыс.руб.;

      - количество силовых трансформаторов, шт;

-стоимость ячейки КРУ СЭЩ-70, ТН, ТСН, тыс.руб.;

     -количество ячеек, шт;

      - капитальные затраты на монтаж КТП, принимается 99.5 тыс.руб. для пристроенных ТП, 93 тыс.руб. для внутрицеховых ТП;

    - капитальные затраты на монтаж ячеек, принимается 192.3 тыс.руб;

       - постояная часть затрат 99 на один трансформатор.

 К_{присоед} – стоимость 1 кВт присоединяемой мощности, 4 тыс.руб;

 Р_п/ст – мощность подстанции, кВт.

Результаты расчетов сведены в таблицы 10.3-10.7.

  

Таблица 10.3 – Капитальные затраты на строительство КТП 1 варианта

 

Наименование	Тип	Цена, тыс.руб.	Кол-во	Стоимость, тыс.руб.
2 КТП-1000/10/0,4	Тупиковая	370.5	3	1111.5
2 КТП-1600/10/0,4	Тупиковая	850	5	4250
	Проходная	1080	5	5400
Итого				10761,5

 

Таблица 10.4 – Капитальные затраты на строительство КТП 2 варианта

 

Наименование	Тип	Цена, тыс.руб.	Кол-во	Стоимость, тыс.руб.
2 КТП-1000/10/0,4	Тупиковая	370.5	2	741
	Проходная	650	1	650
2 КТП-1600/10/0,4	Тупиковая	850	5	4250
	Проходная	1080	5	5400
Итого				11041

 

  Таблица 10.5 – Капитальные затраты на трансформаторы

 

Наименование	Цена, тыс.руб.	Кол-во	Стоимость, тыс.руб
ТМЗ-1000/10/0,4	465,5	6	2793
ТМЗ-1600/10/0,4	684	20	13680
Итого			16473

 

 

 Таблица 10.6 – Капитальные затраты на ячейки 1 варианта

 

Наименование	Тип	Цена, тыс.руб.	Кол-во	Стоимость, тыс.руб.
	Вводная	280	10	2800
КРУ СЭЩ 70	Секционная	230	5	1150
	Отходящая	220	48	10560
ТН (НАЛИ-СЭЩ-10)	-	60	10	600
ТСН (ТСЗС-100/10)	-	140	4	560
Итого				15670

 

Таблица 10.7 – Капитальные затраты на ячейки 2 варианта

 

Наименование	Тип	Цена, тыс.руб.	Кол-во	Стоимость, тыс.руб.
	Вводная	280	10	2800
КРУ СЭЩ 70	Секционная	230	5	1150
	Отходящая	220	46	10120
ТН (НАЛИ-СЭЩ-10)	-	60	10	600
ТСН (ТСЗС-100/10)	-	140	4	560
Итого				15230

 

По формуле (10.2):

 

            

 

Капитальные затраты на сооружение распределительной сети:

 

                     ,                                             (10.3)

 

 

 

 

10.3 Определение капитальных вложений с учётом фактора времени

 

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет. Предполагаемый срок строительства 3 года. Учёт фактора времени при расчёте капитальных затрат проводится на основании выражения:

 

                                      ,                           (10.4)

 

где  K_i – инвестиции t-го году;

t – порядковый год строительства (t=1, 2, 3 … Т);

T – срок строительства в годах;

Е_н – норматив приведения разновременных затрат (0.1).

Распределение капвложений по годам представлено в таблице 10.8.

 

Таблица  10.8 – Инвестиции с учетом фактора времени.

 

Год строительства	Вариант 1		Вариант 2
	Доля ежегодных вложений, %	К1, тыс.руб.	Доля ежегодных вложений, %	К2, тыс.руб.
1	40	151 113,36	40	142 752,96
2	40	151 113,36	40	142 752,96
3	20	75 556,68	20	71 376,48
Итого	100	377 783,40	100	356 882,41

 

 

 

10.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

 

Ежегодные эксплуатационные расходы определяются по формуле:

 

,     (10.5)

 

где С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.;

С_от – фонд оплаты труда обслуживающего персо­нала, тыс. руб.;

С_сн – отчисления на социальные нужды, тыс. руб;

С_нс – отчисления на социальное страхование от несчастных случаев, тыс. руб;

 

С_рэ – годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс. руб.;

С_рс – годовые затраты на ремонт строительной части, тыс. руб.;

С_а – амортизационные отчисления на полное восстанов­ление основных фондов, тыс. руб.;

С_о.с – платежи по обязательному страхованию имущества, тыс. руб.;

С_кр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссу­дам банков, тыс. руб.;

С_об – общесетевые расходы, тыс. руб.;

С_пр  – прочие расходы, тыс. руб.

 

10.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

 

Стоимость потерь электрической энергии определяется по выражению:

 

                                       (10.6)

 

где  - ставка на оплату потерь электроэнергии в сетях, принимаем           1523,904 руб/МВт∙ч;

- годовые потери электроэнергии в МВт∙ч.

 

,                                               (10.7)

 

где - потери активной мощности в сети,  МВт;

- годовое время максимльных потерь, ч.

Потери активной мощности в сети:

 

,                                           (10.8)

 

где -потери мощности в кабельных линиях, МВт, (пункт 9.6);

 - потери мощности в трансформаторах ЦТП (таблица 6.2) и ГПП (раздел 8), МВт.

 

                                            (10.9)

 

 

1 вариант:

 

 кВт;

 

 МВт·ч.

 

2 вариант:

 

 кВт;

 

 МВт·ч.

 

Стоимость потерь электрической энергии составит:

 

тыс.руб;

 тыс.руб.

 

10.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

 

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется как сумма основной и дополнительной заработной платы:

 

,                                      (10.10)

 

где - основная заработная плата;

-доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы;

-доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда;

-доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда;

-доплаты по районному коэффициенту, (1.15).

 

,                                                       (10.11)

где , ,  - соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел;

 - действительный фонд рабочего времени в год, ч (1850ч);

 - часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

Расчеты нормативной численности электротехнического персонала для 1 и 2 вариантов сведены в таблицы 10.9.

 

 

 

 

 

Таблица 10.9 – Сводная таблица нормативной численности персонала 1 вариант

 

Группа оборудования	приложения	Расчетная численность персонала	Поправочный коэффициент	Нормат. числен.	В том числе специалисты, руководители, служащие
					%	чел.
1 вариант
КЛ 6, 10 кВ	Н	0,0381∙9,930=0,378	1,331	0,504	20	0,101
КТП	П	0,0287∙13=0,373	1,331	0,497	30	0,149
Тр-ры	Р	0,0171∙26=0,445	1,331	0,592	30	0,178
Ячейки КРУ	Р	0,0044∙63=0,277	1,331	0,369	30	0,111
Оперативный персонал	С	0,66∙13=8,580	1,331	11,420	20	2,284
итого				13,381		2,822
1 вариант
КЛ 6, 10 кВ	Н	0,0381∙10,461=0,399	1.331	0,530	20	0,106
КТП	П	0,0287∙13=0,373	1.331	0,497	30	0,149
Тр-ры	Р	0,0171∙26=0,445	1.331	0,592	30	0,178
Ячейки КРУ	Р	0,0044∙61=0,268	1.331	0,357	30	0,107
Оперативный персонал	С	0,66∙13=8,580	1.331	11,420	20	2,284
итого				13,396		2,824

 

Количество рабочих определяется по формуле:

 

                                          ,                                                       (10.12)

 

По данным таблицы (10.9) и по формуле (10.12):

1 вариант:

;

2 вариант:

.

 

Распределение рабочих по специальностям представлено в таблице 10.10.

 

 

 

 

 

 

 

 

 Таблица 10.10 – Распределение рабочих по специальностям

 

Разряд	Специальность	Кол-во чел.	Часовая тарифная ставка, руб.
1 вариант
III	Электромонтер связи Слесарь по ремонту э/оборудования Электромонтер по обслуживанию п/ст	1 2 1	32.4
IV	Электромонтер по обслуживанию п/ст Электромонтер по ремонту обмоток	2 2	36.5
V	Электромонтер по ремонту э/оборудования	2.559	40.5
2 вариант
III	Электромонтер связи Слесарь по ремонту э/оборудования Электромонтер по обслуживанию п/ст	1 2 1	32.4
IV	Электромонтер по обслуживанию п/ст Электромонтер по ремонту обмоток	2 2	36.5
V	Электромонтер по ремонту э/оборудования	2.572	40.5

 

По формуле (10.11):

1 вариант:

 

2 вариант:

 

Тогда доплаты составят:

1 вариант:

2 вариант:

 

По формуле (10.10):

1 вариант:

 

 

2 вариант:

 

10.4.3 Фонд оплаты труда служащих

 

                                    ,                              (10.13)

где  - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;

   - дополнительная заработная плата (1.85);

  m – номенклатура должностей.

Распределение служащих по должностям представлено в таблице 10.11.

 

Таблица 10.11 – Распределение служащих по должностям

 

Должность	Количество, чел.	Месячный оклад, тыс.руб.
1 вариант
Главный энергетик	1	21
Инженер-электрик	1,822	13.5
всего	2.822	-
2 вариант
Главный энергетик	1	21
Инженер-электрик	1,824	13.5
всего	2.824	-

 

Тогда по формуле (10.13) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала предприятия составит:

 

                                    ,                                          (10.14)

 

1 вариант:

 

2 вариант:

10.4.4 Отчисления на страховые выплаты социального характера

 

Отчисления на страховые выплаты социального характера принимаются равными согласно законодательству 34% от фонда заработной платы:

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

10.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев

 

Данные отчисления для электроэнергетики принимаются равными 5-6% от фонда оплаты труда:

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

10.4.6 Амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов

 

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

 

                                        ,                          (10.15)

 

где ,  - капитальные вложения в КЛ, КТП и РУ, тыс.руб.;

      ,  - нормы амортизационных отчислений на реновацию (4.35% для КЛ и 5.55% для подстанций и РУ).

1 вариант:

 

2 вариант:

 

 

10.4.7 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения

 

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей:

 

                                ,                       (10.16)

 

где  ,  - нормы отчислений на ремонт и обслуживание оборудования и электрических сетей (2.3% для КЛ и 3.9% для подстанций и РУ).

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

10.4.8 Годовые затраты на ремонт строительной части

 

                                   ,                                             (10.17)

 

где К – капитальные затраты на сооружение распределительной сети.

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

10.4.9 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

 

                         ,                        (10.18)

 

где Ф_кр – банковская ставка по кредиту в долях единицы (0,11).

 

1 вариант:

 

 

 

            2 вариант:

 

10.4.10 Общесетевые расходы

 

                                                      ,                                (10.19)

 

1 вариант:

 

2 вариант:

.

 

10.4.11 Прочие расходы

 

                                          ,                                 (10.20)

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

 

10.4.12 Платежи по обязательному страхованию имущества

 

                                               ,                                     (10.21)               

 

1 вариант:

 

2 вариант:

 

10.4.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

 

По формуле (10.5) 1 вариант:

2 вариант:

10.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

 

                                            ,                                                  (10.22)

 

где  - удельный ущерб от отключений электроснабжения;

      - среднегодовая мощность потребителей III категории, кВт;

      - продолжительность перерыва электроснабжения, ч;

      - коэффициент режима работы.

 

                                                        ,                                                     (10.23)

 

 

По таблице 3 (п.3.2) мощность потребителей 3 категории равна:

 

По формуле (8.21) ущерб составит:

1 вариант:

 

2 вариант:

 

Суммарные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

 

                                                      ,                                                (10.24)

 

1 вариант:

 

 

 

2 вариант:

 

10.6 Годовые приведенные затраты    

 

Годовые приведенные затраты определяются по формуле:

 

                                                           ,                               (10.25)

 

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

1 вариант:

 

2 вариант:

 

Для реализации принимается вариант распределительной сети с меньшими приведенными затратами. В данном случае это вариант 2.

 

10.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта

 

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:

 

,                                                   (10.26)

 

Инвестирование в проект происходит в течение 3 лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 10.7 (инвестиции с учетом фактора времени).

При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год.

Доходы от деятельности предприятия вычисляются по формуле:

 

                                            ,                                       (10.27)

 

где Р_р – расчетная активная нагрузка по заводу, МВт;

Т_м – число часов использования максимума нагрузки, ч;

z_пер – тариф на передачу электроэнергии, руб./МВт∙ч.

 

Тогда в первый год по формуле (10.27):

 

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 8.7. В 5-10 года затраты определяются по формуле:

 

                                                                 ,                                      (10.29)

 

где  С_э – годовые эксплуатационные затраты.

Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами:

 

,                                      (10.30)

 

Дисконтированные затраты по годам:

 

                                                        ,                                    (10.31)

 

где Е_н – норма дисконта;

      t – год.

Кроме основных затрат на производство предприятие платит налоги: НДС и налог на землю:

 

                                    ,                           (10.32)

 

Сумма НДС, выплачиваемая предприятием, будет увеличиваться пропорционально затратам на 3%.

 Землный налог:

 

                                                                                                (10.33)

                

 где S – площадь земельного участка под сооружениями, м²;

       К_с – кадастровая стоимость 1 м² земельного участка в зависимости от вида разрешенного использования, принимаемая 1,657 тыс. руб.;

      С_Т – ставка налога на землю, принимаемая 1,5%.

 

 

 

 

 

 

 

Текущая прибыль без налогов рассчитывается по формуле:

 

,                                          (10.34)

 

 

Прибыль в распоряжении предприятия:

 

                                               ,                                                   (10.35)

 

Средства в распоряжении предприятия:

 

                                                  ,                                       (10.36)

 

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

       ,                                           (10.37)

 

Чистый дисконтированный доход в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, он 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:

 

       ,                                               (10.38)

 

где Т_ц – целое число лет от начала эксплуатации распределительной сети завода, когда ЧДД остается отрицательным;

       ∆Т_ф.ок – дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

 

       ,                                           (10.39)

 

где  - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД;

         - величина последующего после него положительного значения ЧДД.

Расчет НДС приводится в таблице 10.12.

 

 

 

Таблица 10.12 – Расчет НДС

 

Показатели	Годы эксплуатационной фазы Т2
	6	7	8	9	10	11	12
1 Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03	3,94	4,06	4,18	4,30	4,43	4,56	4,70

 

 

 

 

Индекс рентабельности (строки 5 и 11 таблицы 10.14) определяются по формуле:

 

       ,                                        (10.40)

 

Внутренняя норма доходности определяется методом подбора. Необходимо подобрать такое значение, при котором левая и правая части выражения будут равны по абсолютной величине.

Принимаем Е_в.н.=0,135 тогда (данные строк 2 и 10 таблицы 10.14):

 

 

302,16≈302,18.

 

11 Расчет токов короткого замыкания

 

В системах электроснабжения аппараты и оборудование должны быть устойчивы к термическому и динамическому действию токов КЗ.

Расчет токов трехфазного короткого замыкания производится с помощью компьютерных программ «TKZF» и «TKZIT7»,  результаты расчета сводятся в таблицу 11.2.

 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. Расчетная схема представлена на рисунке 11.1.

                 

Рисунок 11.1 – Расчетная схема

 

 11.1 Расчет трехфазного и ударного тока КЗ

 

Для определения токов необходимо ввести в программу исходные данные.

 

Сопротивление системы: S_н =1300 МВА, х*_н =0,8.

 

                                              ,                                              (11.1)

 

где  х*_н  – реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы;

U_н – номинальное напряжение системы.

S_н – мощность системы.

 

 Ом;

 Ом.

 

Сопротивление воздушной линии: L=8,09 км; r0=0,198 Ом/км; х0=0,420 Ом/км [5].

                                               (11.2)

          

                                                                                                 (11.3)

                                                                 

где r₀ и x₀– удельное активное и реактивное сопротивления воздушной линии, Ом/м;

L  - длина воздушной линии, м.

   Паспортные данные трансформаторов ГПП и ЦТП приведены в таблицах 7.3 и 6.1.

 

Таблица 11.1 - Сопротивление кабелей

 

№	линия	L , км	Rо,Ом/км	Хо,Ом/км	R  (10), Ом	Х(10), Ом
кл1	ГПП-РП1	400+400	0,078	0,093	0,016	0,0186
кл2	ГПП-РП2	275+275	0,1	0,096	0,014	0,0132
кл3	ГПП-РП3	0,400	0,037	0,142	0,015	0,0568
кл4	ГПП-ТП10	0,430	0,208	0,103	0,089	0,0443
кл5	ТП10-ТП9	0,208	0,549	0,119	0,114	0,0248
кл6	PП1-ТП1	0,020	1,1	0,061	0,022	0,0012
кл7	PП1-ТП3	0,038	0,405	0,112	0,015	0,0043
кл8	ТП3-ТП4	0,055	0,769	0,06	0,042	0,0033
кл9	PП3-ТП12	0,200	0,208	0,103	0,042	0,0206
кл10	ТП12-ТП13	0,400	0,549	0,119	0,220	0,0476
кл11	PП3-ТП8	0,020	0,208	0,103	0,004	0,0021
кл12	ТП8-ТП11	0,296	0,549	0,119	0,163	0,0352
кл13	PП2-ТП6	0,080	0,549	0,119	0,044	0,0095
кл14	ТП6-ТП7	0,254	1,1	0,061	0,279	0,0155
кл15	РП2-ТП2	0,020	0,549	0,119	0,011	0,0024
кл16	ТП2-ТП5	0,067	0,769	0,06	0,052	0,0040
кл17	РП1-ВН8	0,075	0,405	0,112	0,030	0,0084
кл18	РП1-ВН9	0,225	0,32	0,108	0,072	0,0243
кл19	РП3-ВН10	0,175	0,256	0,106	0,045	0,0186
кл20	ГПП-ВН11	0,220	0,405	0,112	0,089	0,0246
кл21	РП2-ВН12	0,150	0,769	0,126	0,115	0,0189
кл22	РП2-ВН13	0,200	0,769	0,126	0,154	0,0252

 

  Параметры высоковольтных двигателей: номинальная мощность и  приведены в таблице  3.3.                                  

 

Таблица 11.2 – Результаты расчета токов трехфазного КЗ

Точка КЗ	I(3)кз, кА
к1	5,701
к2	17,048
к3	15,247
к4	12,980
к5	13,332
к6	15,074
к7	13,680
к8	13,524
к9	15,666
к10	15,091
к11	14,939
к12	14,577
к13	14,521

 

Ударный ток определяется:

 

,                                               (11.4)

 

где  - ударный коэффициент находится по кривым в зависимости от отношения R/X [5].

Для точки К1:   Для точки К2 ударный ток складывается из     ,                                       (11.5) где  - ударный ток от системы;  -ударный ток подпитки от СД.     Ударный коэффициент при определении ударного тока подпитки от СД равен 1,84.

 

Постоянная времени затухания апериодической  составляющей тока КЗ определяется:

                                                  ,                                                 (11.6)

 

где  и  - результирующие индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ, Ом;

- синхронная угловая частота напряжения сети, рад/с.

 

Для точки К1:

 

Расчет остальных точек короткого замыкания аналогичен. Результаты расчетов сводятся в таблицу 11.3

 

Таблица 11.3 – Результаты расчета ударных токов и постоянных времени затухания апериодической  составляющей тока КЗ

 

Точка КЗ	I(3)кз, кА	кА
к1	5,701	13,060	0,0229
к2	17,048	43,779	0,0520
к3	15,247	38,404	0,0379
к4	12,980	31,197	0,0128
к5	13,332	32,546	0,0127
к6	15,074	37,295	0,0346
к7	13,680	33,082	0,0066
к8	13,524	31,993	0,0174
к9	15,666	40,183	0,0520
к10	15,091	37,305	0,0343
к11	14,939	37,103	0,0355
к12	14,577	35,640	0,0077
к13	14,521	35,328	0,0271

 

11.2 Расчёт времени короткого замыкания и определение теплового импульса

 

Время короткого замыкания определяется в зависимости от места или уровня короткого замыкания.

 

Определение времени короткого замыкания:

                                        

                                                                                          (11.7)

                   

где t_СВ – собственное время отключения выключателя (для современных быстродействующих выключателей принимаем t_СВ =0,07;

      t_РЗ – время срабатывания релейной защиты. t_РЗ = 0,02 с;

        – ступень селективности;

       n  – количество ступеней селективности.

 

Определение времени короткого замыкания для выключателя отходящих линий РП:

 

Определение времени короткого замыкания для секционного выключателя РП:

 

 Определение времени короткого замыкания для ячейки ввода РП:

 

Определение времени короткого замыкания для выключателя отходящих линий ГПП:

 

Определение времени короткого замыкания для секционного выключателя ГПП:

                                         

Определение времени короткого замыкания для ячейки ввода:

 

Определение времени короткого замыкания для аппаратов на высокой стороне:

 

Тепловой импульс определяется:

                                           (11.8)

    

  где     t – расчетное время, определенное в п. 11.2.

 

 

 

Определяется тепловой импульс для секционного выключателя ГПП:

 

 

Для остального оборудования тепловой импульс определяется аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 11.4

    

Таблица 11.4 – Расчет теплового импульса

 

Проверяемое оборудование	Точка КЗ	Iп0, кА	t,с		Вк, кА2·с
выключатель на 110 кВ	к1	5,701	2,19	0,0229	71,92
выключатель отходящих линий РП	к3	15,247	0,39	0,0379	99,48
секционный выключатель  РП	к3	15,247	0,69	0,0379	169,22
выключатель ячейки ввода РП	к3	15,247	0,99	0,0379	238,96
выключатель отходящих линий ГПП	к2	17,048	1,29	0,0520	390,05
секционный выключатель ГПП	к2	17,048	1,59	0,0520	477,24
выключатель ячейки ввода ГПП	к2	17,048	1,89	0,0520	564,44
кл 9, 11, 19	к3	15,247	0,39	0,0379	99,48
кл 12	к6	15,074	0,39	0,0346	96,49
кл 10	к7	13,680	0,39	0,0066	74,23
кл 13, 15, 21, 22	к11	14,939	0,39	0,0355	94,95
кл14	к12	14,577	0,39	0,0077	84,50
кл16	к8	13,524	0,39	0,0174	74,52
кл 6, 7, 17, 18	к10	15,091	0,39	0,0343	96,64
кл 8	к13	14,521	0,39	0,0271	87,95
кл 1, 2	к9	15,666	1,29	0,0520	329,37
кл 3, 4, 20	к2	17,048	1,29	0,0520	390,05
кл 5	к5	13,332	1,29	0,0127	231,562

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.3 Проверка кабельных линий на термическую стойкость

 

Минимальное допустимое по термической стойкости сечение кабеля определяется по выражению:

                                                                                                  (11.9)

 

где С - постоянная (для кабелей ААШв С=95, для кабелей АПвП и АПвВнг С=65), А·с^1/2/мм².

 

Например, для кабельной линии №4  ГПП – ТП10 (марка кабеля АПвП 1х185):

 

 

Так как F_min>F_э, следовательно, ранее выбранное сечение не проходит  проверку на термическую стойкость, следовательно, необходимо увеличить сечение до 400

Проверка на термическую стойкость остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты проверки сведены в таблицу 49.

 

Таблица 11.5 – Проверка кабельных линий на термическую стойкость

 

№	линия	Марка кабеля	F,мм²	Fmin, мм²	Fст прин, мм²
кл1	ГПП-РП1	АПвП	400	279,21	400
кл2	ГПП-РП2	АПвП	300	279,21	300
кл3	ГПП-РП3	АПвВнг-LS	800	303,84	800
кл4	ГПП-ТП 10	АПвП	185	303,84	400
кл5	ТП10-ТП9	АПвП	70	234,11	300
кл6	PП1-ТП1	ААШв (ож)	35	103,48	120
кл7	PП1-ТП3	АПвП	95	151,24	185
кл8	ТП3-ТП4	ААШв (ож)	50	98,72	120
кл9	PП3-ТП12	АПвП	185	153,44	185
кл10	ТП12-ТП13	АПвП	70	132,55	150
кл11	PП3-ТП8	АПвП	185	153,44	185
кл12	ТП8-ТП11	АПвП	70	151,12	185
кл13	PП2-ТП6	АПвП	70	149,91	150
кл14	ТП6-ТП7	ААШв (ож)	35	96,76	120
кл15	РП2-ТП2	АПвП	70	149,91	150
кл16	ТП2-ТП5	ААШв (ож)	50	90,87	95
кл17	РП1-ВН8	АПвП	95	151,24	185
кл18	РП1-ВН9	АПвП	120	151,24	185
кл19	РП3-ВН10	АПвП	150	153,44	185

Продолжение таблицы 11.5 – Проверка кабельных линий на термическую стойкость

 

№	линия	Марка кабеля	F,мм²	Fmin, мм²	Fст прин, мм²
кл20	ГПП-ВН11	АПвВнг-LS	95	303,84	400
кл21	РП2-ВН12	АПвП	50	149,91	150
кл22	РП2-ВН13	АПвП	50	149,91	150

 

11.4 Уточнение годовых потерь электроэнергии

 

Определение потерь мощности в кабельных линиях производится согласно (9.6). Результаты расчетов заносятся в таблицу 11.6.

 

Таблица 11.6 – Расчет потерь мощности

 

Участок	Fст прин, мм²	n цепей, шт	l, км	r0, Ом/км	∆Pл, кВт
ГПП-РП1	400	4	0,400	0,078	20,13
ГПП-РП2	300	4	0,275	0,1	14,29
ГПП-РП3	800	2	0,400	0,037	28,48
ГПП-ТП 10	400	2	0,430	0,078	5,06
ТП10-ТП9	300	2	0,208	0,100	0,78
PП1-ТП1	120	2	0,020	0,320	0,05
PП1-ТП3	185	2	0,038	0,208	0,58
ТП3-ТП4	120	2	0,055	0,320	0,32
PП3-ТП12	185	2	0,200	0,208	5,98
ТП12-ТП13	150	2	0,400	0,256	3,68
PП3-ТП8	185	2	0,020	0,208	0,61
ТП8-ТП11	185	2	0,296	0,208	2,21
PП2-ТП6	150	2	0,080	0,256	0,64
ТП6-ТП7	120	2	0,254	0,320	0,64
РП2-ТП2	150	2	0,020	0,256	0,38
ТП2-ТП5	95	2	0,067	0,405	0,50
РП1-ВН8	185	2	0,075	0,208	2,75
РП1-ВН9	185	2	0,225	0,208	13,31
РП3-ВН10	185	3	0,175	0,208	19,66
ГПП-ВН11	400	3	0,220	0,078	4,69
РП2-ВН12	150	4	0,150	0,256	2,84
РП2-ВН13	150	2	0,200	0,256	1,89
Итого:					129,48

 

Суммарные потери мощности определяются по выражению (10.8):

 

 кВт;

 

Потери  электроэнергии  определяются по выражению (10.7):

 

 МВт·ч.

 

 

12 Выбор главной схемы электрических соединений

 

Схема выбирается согласно [32]. Учитывая наличие потребителей 2 категории, для обеспечения бесперебойного питания принимается двухтрансформаторная тупиковая подстанция. Для проектируемой подстанции принимается схема на выключателях с ремонтной перемычкой. Для ограничения токов КЗ секционный выключатель принимается отключенным в нормальном режиме работы схемы.

 

 

Рисунок 12.1 – Схема электрических соединений ГПП

13 Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на ГПП

 

13.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

 

Выбор  и проверка питающей линии осуществлен в п.8.

 

13.1.1 Выбор подвесных изоляторов

 

       В ОРУ для крепления гибких проводов применяются подвесные изоляторы.

Подвесные изоляторы выбираются по номинальному напряжению:

 

 U_уст ≤ U_ном                                                (13.1)

 

Выбирается полимерный изолятор из кремнеорганической резины типа              ЛК 70/110 на напряжение 110 кВ, [24].

 Для ЛК 70/110-А2 F_разр=70 кН.

Проверяются по механической прочности:

 

                                                      ,                                          (13.2)

где  - расчетная сила, действующая на изолятор, Н;

 - допустимая разрушающая нагрузка на головку изолятора, Н.

 

                                                   ,                                       (13.3)

 

где  - механическая разрушающая сила при растяжении, для ЛК-70/110 составляет 70000Н.

 

Расчетная сила, действующая на изолятор:

 

                                           ,                               (13.4)

 

где - ударный ток при трехфазном коротком замыкании в точке К1, А;

- длина пролета, м;

 - расстояние между фазами, м;

- коэффициент формы для круглых проводников.

 

1200,77 Н < 42000 Н.

 

Условие (13.2) выполняется, следовательно, изоляторы  проходят проверку на механическую стойкость.

 

13.1.2 Выбор высокочастотного заградителя

 

Высокочастотный заградитель  — является неотъемлемым элементом канала высокочастотной связи  по фазным проводам и тросам воздушных линий. Основное назначение - отделения полезного высокочастотного сигнала  для диспетчерского управления, передачи телеметрических данных, сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики. 

Заградитель представляет собой высокочастотный заградительный фильтр и состоит из силового реактора и элемента настройки. Реактор заградителя рассчитан на длительное прохождение по нему рабочего тока линии и кратковременное - токов короткого замыкания. Элемент настройки включается параллельно реактору и служит для того, чтобы повысить сопротивление заградителя на определенной частоте или полосе частот. Высокочастотные заградители подвешивают на одноцепных, двухцепных гирляндах на траверсах порталов либо устанавливают на колонке конденсатора связи или шинной опоре.

К установке принимается высокочастотный заградитель типа                  ВЗ-630-0,5У1, таблица 13.1 [5].

 

Таблица 13.1 – Данные выбора высокочастотного заградителя

 

Величина	ВЗ-630-0,5У1	Расчётные данные
U,кВ	110	110
I,А	630	312,41
Вк, кА2∙с		71,92
iy, кА	41	13,060 ,

 

13.1.3 Выбор ограничителей перенапряжения

 

Ограничители       перенапряжения       применяют      для       защиты подстанционного оборудования открытых распределительных устройств от коммутационных и грозовых перенапряжений. К установке принимается: ОПН-110У1, таблица 13.2 [5].

 

 

 

 

 

 

Таблица 13.2 –  Данные выбора ограничителей  перенапряжения

 

Наименование аппарата	,кВ	Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ	,кВ	Расчётный ток коммутационного перенапряжения, А
ОПН-110У1	110	73	180	280

 

13.1.4 Выбор и проверка  силовых выключателей

По  [30] выбран элегазовый выключатель ВБ-110-40/2500 УХЛ1 с пружинным приводом типа ППрА-2000 и встроенными трансформаторами тока ТВ-110.

 

                                               (13.5)

 

Таблица 13.3 – Каталожные и расчётные данные высоковольтного выключателя ВБ-110-40/2500 УХЛ1

 

Условие выбора и проверки	Каталожные данные	Расчётные данные
, кВ   =110кВ	110	110
, А = 168А	2500	312,41
Iотк , кА	40	5,710
, кА2∙с	402 *3  =4800	71,92
iап  iy, кА	40	13,060

 

Сравнивая   расчётные   и   табличные   данные,  делается   вывод о том,  что выбранный выключатель условиям выбора и проверки удовлетворяет.

13.1.5 Выбор и проверка разъединителей

 

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители  выбираются по роду установки, номинальному току и напряжению.

 

Выбирается разъединитель РГП-2-110/1250 УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа с полимерной изоляцией) [12], наружной установки,  тип привода: ПДГ-9УХЛ1. Результат выбора и проверки разъединителей сводим в таблицу 13.3.

Заземляющие ножи расположены  с двух сторонни имеют привод ПРГ- 6УХЛ 1.

 

 Таблица 13.4 – Результат выбора и проверки разъединителя

 

Условие выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
, кВ	110	110
, А	1250	312,41
, кА2∙с	31,52 *3  =2976,75	71,92
iап  iy, кА	80	13,060

 

Сравнивая   расчётные   и   табличные   данные,  делается   вывод о том,  что выбранный разъединитель условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

13.1.6  Выбор измерительного трансформатора тока встроенного в силовой трансформатор

 

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор измерительного трансформатора тока встроенного в силовой трансформатор сводится к выбору тока первичной обмотки, ближайшего к расчетному току:

.                                            (13.6)

 

По величине номинального напряжения:

 

                                                                                                  (13.7)

 

         Роль первичной обмотки трансформатора тока выполняет токоведущая часть высоковольтного ввода силового трансформатора, следовательно проверка на действие токов короткого замыкания не производится.

Выбран трансформатор тока измерительный сухой встроенный ТВТ-110-I-600/5    [25]. Данные трансформатора сведены в таблицу 13.5.

 

 

Таблица 13.5 – Справочные данные трансформатора тока в цепи выключателя

 

ТВТ-110-I-600/5	Расчётные данные
I1ном =600А            >          =312,41А             I2Н = 5 А.
= 110кВ         =         =110кВ

 

Сравнивая   расчётные   и   табличные   данные,   можно сделать   вывод о том,  что выбранный измерительные встроенные трансформатора тока удовлетворяет условиям выбора и проверки.

13.1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи выключателя

 

Выбирается трансформатор тока измерительный сухой встроенный в силовой выключатель ТВ-110-III -600/5 У1  [25].

Роль первичной обмотки трансформатора тока выполняет токоведущая часть высоковольтного ввода элегазового выключателя следовательно не нужно проверять трансформатор тока на термическую и динамическую стойкость. Данные трансформатора сведены в таблицу 13.6.

 

Таблица 13.6 – Результат выбора и проверки трансформатора тока

 

Условие выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
, кВ	110	110
, А	600	312,41

 

Сравнивая   расчётные   и   табличные   данные,  делается   вывод о том,  что выбранный трансформатора тока условиям выбора и проверки удовлетворяет.

13.1.8  Выбор  аппаратов  в  нейтрали  трансформаторов

 

В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН, который выбирается по тем же показателям, что и разъединитель. Выбирается ЗОН-110М-1-У1-1, тип привода ПРН-11У1, таблица 13.7 [5]. Кроме заземлителя нейтрали ЗОН-110 в нейтрали трансформатора устанавливается ограничитель перенапряжения, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Ограничители перенапряжения должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора. Выбирается: ОПН-110У1, каталожные данные ОПН-110У1 сводятся в таблицу 15.6. Результат выбора и проверки ЗОН-110М-1-У1-1 сводятся в таблицу 13.8.

 

 

Таблица 13.7 – Каталожные данные ОПН

 

Наименование аппарата	,кВ	Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ
ОПН-110У1	110	58

 

Таблица 13.8 – Результат выбора и проверки ЗОН

 

Условие выбора и проверки	Каталожные данные	Расчетные данные
, кВ	110	110
, А	400	312,41
, кА2∙с	119,07	71,92
iап  iy, кА	16	13,060

 

13.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ

 

13.2.1 Выбор типа и конструкции РУ низкого напряжения

 

Выбирается комплектное распределительное устройство (КРУ) СЭЩ-70Т компании «Электрощит-Самара», предназначенное для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока с номинальным значением напряжения 10кВ, частотой 50Гц [12].

    

Таблица 13.9 – Основные технические данные КРУ СЭЩ-70Т

 

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	17,5
Номинальный ток сборных шин, А	2000; 2500; 3150
Номинальный ток главных цепей, А	2000; 2500; 3150
Номинальный ток отключения выключателей, встроенных в КРУ СЭЩ-70, типа LF2 производства Merlin Gerin, кА	31,5; 40; 50
Термическая стойкость трехсекундная, кА	31,5; 40; 50
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУ, кА	81 128
Тип трансформатора тока	ТОЛ-СЭЩ-10
Тип трансформатора напряжения	НАЛИ-СЭЩ-10
Тип трансформатора тока нулевой последовательности	ТЗЛМ-1
Тип ограничителя перенапряжения	ОПНп-10/29

Продолжение таблицы 13.9 – Основные технические данные КРУ СЭЩ-70Т

 

Вид обслуживания	одностороннее
Исполнение	для внутренней установки
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В	До 220
Габаритные размеры, мм ширина глубина высота	1000 1350 2385
Масса, кг, не более	1000
Срок службы, лет, не менее	25

 

 

13.2.2 Выбор и проверка шинного моста

 

Шинный мост - это соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУ НН). В качестве шинного моста могут использоваться  гибкие и жесткие шины.

Шинный мост выбирается  аналогично выбору  сечений проводов питающей линии, (раздел 8).

Рабочий   ток   шинного   моста   на   стороне   низкого   напряжения подстанции:

                                                                                    (13.8)

 

где  – расчетная нагрузка для предприятия ,МВА, определенная в п.8 ;

n – количество секций;

Uнн - напряжение подстанции с низкой стороны, кВ.

 

 

Сечение F, мм² питающей линии определяется по экономической плотности тока  [1] по формуле (8.1):

 

 

Выбирается алюминиевая шина сечением, большим, чем : S = 9,97 см² . Марка шины АДО 100х10, m_1m = 2,692 кг, длительно допустимый ток:                I_{дл. доп.}  = 1820 А.

 

Рисунок 13.1 - Расположение  шин

 

В случае аварийного режима (при отключении одного из трансформаторов) ток определяется по выражению:

 

                                                   (13.9)

 

 

Проверка выбранного сечения:

• по длительно допустимому току по формуле:

 

,                                            (13.10)

1820 1718,27 А.

 

Выбранное  сечение проходит проверку по длительно допустимому току,

Проверка на термическую стойкость:

 

                                                    (13.11)

 

где  - минимальное сечение шины по термической стойкости;

 - выбранное сечение шин.

 

,                                                 (13.12)

 

где      - тепловой импульс, по таблица 11.4;

 - постоянная (для алюминиевых шин С=91), А с^1/2/мм.²

 

;

 

997 > 261,08  (мм²).

 

Условие (13.11) выполняется - выбранное  сечение  проходит проверку на термическую стойкость.

Проверка на динамическую стойкость:

 

                                             (13.13)

 

где    - ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А, таблица 11.3;

а - расстояние между фазами (a=0,6-0,8 м), м;

l- длина пролета между опорными изоляторами (l=1-1,5 м), по [3] м.

 

 Н;

 

Изгибающий момент, Н м:

 

,                                               (13.14)

 

 Н м.

 

Напряжение в материале шин , МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента:

 

,                                                     (13.15)

 

где - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³.

 

                                                 (13.16)

 

*10^{-6 м3};  с

 МПа.

Условие проверки:

 

,                                           (13.17)

 

где =42 МПа для алюминия;

 

38,9 < 42  (МПа).

 

Выбранный шинный мост АДО 100х10 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

 

13.2.3 Выбор и проверка опорных изоляторов наружной установки

 

Опорные изоляторы наружной установки необходимы для поддержания шинного моста, соединяющего трансформатор с распределительным устройством низкого напряжения.

Опорные изоляторы выбираются:

- по номинальному напряжению (13.1):

 

10кВ=10кВ;

- по допустимой нагрузке:

 

F_расч ≤ F_доп ,                                                   (13.18)

 

где F_расч – сила, действующая на изолятор, Н;

F_доп  – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.

 

F_доп = 0,6 F_разр,                                                 (13.19)

 

где F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб, Н для опорного стержневого полимерного изолятора марки  ИОЭЛ 10-8-065-00 УХЛ2 внутренней и наружной установки, высота изолятора 120 мм. Выбирается по [27] :  F_разр= 8 кН

Расчетная сила F_расч,  определяется по выражению:

 

                                    (13.20)

 

где    i_у  – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;

l – длина пролета между опорными изоляторами (рекомендуется 1-1,5 м), принимается 1,5 м;

a – расстояние между фазами (рекомендуется 0,6-0,8 м), принимается 0,8 м;

k_h – поправочный коэффициент на высоту шины. При расположении шины на ребро определяется:

 

                                            (13.21)

где     H_из– высота изолятора мм;

H– определяется исходя из размеров изолятора:

 

                                    (13.22)

где     b и h – размеры шины, мм;

 

Рисунок  13.2 – Определение размеров изолятора

 

По формуле (13.21):

 

По формуле (13.20):

Н.

 

По формуле (13.19):

По формуле (13.18):

746,94 Н < 4800 Н.

Выбранный опорный  полимерный изолятор марки  ИОЭЛ 10-8-065-00 УХЛ2 будет стоек к механической нагрузке, действующей на него при протекании по шинам токов КЗ.

 

13.2.4 Выбор и проверка проходных изоляторов                

 

Выбираются проходные изоляторы наружной установки для изоляции шин, проходящих через стены зданий ЗРУ. По  [27] выбирается проходной изолятор ИПЭЛ 10-006-01 УХЛ2.

Проходные изоляторы выбираются:

1)  по номинальному напряжению (14.1):

 

10кВ > 10кВ;

 

2)  по величине номинального тока:

 

                                                                                       (13.23)

 

где  - наибольший расчетный ток протекающий через проходной изолятор (расчет приведен в пункте 13.2.2).

 

 

Проходные изоляторы  проверяются по допустимой нагрузке:

Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется по формуле (13.19):

 

Н.

 

Расчетная сила F_paсч, определяется по формуле 13.20 и рассчитана в пункте 13.2.3:

 

 

По формуле (13.18):

 

746,94 H < 18000 H.

 

Выбранный изолятор будет стоек к механической нагрузке, действующей на него при протекании по шинам токов КЗ.

 

 

 

 

 

13.2.5 Выбор и проверка выключателей

 

Определяются токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий:

Для ячейки ввода:

 

                                  (13.23)

 

где  – расчетная нагрузка для предприятия, определенная в разделе 8, кВА;

 

 

Для ячейки секционирования:

 

                                    (13.24)

Для ячейки отходящих линий:

 

                                   (13.25)

 

где  - расчетная мощность наиболее загруженной кабельной линии, кл3, по таблице 9.2;

– соответственно активные и реактивные потери в наиболее загруженной кабельной линии по таблице 9.4.

 

 

Выключатели выбираются аналогично пункту 13.1.3:

- роду установки;

- величине номинального напряжения, ;

- величине номинального тока, ;

Расчетные данные i_y,  и принимаются по таблицам 11.3-11.4.

В ячейках устанавливаются элегазовые выключатели производства Merlin Gerin  с пружинным приводом по [28].

 

 

Таблица 13.10 - Каталожные и расчётные данные выключателя LF

 

Тип выключателя	Условие выбора и проверки	Каталожные данные	Расчётные данные
Ячейка ввода LF2	, кВ	10	10
	, А	2000	1718,27
	iап  iy, кА	102	43,779
	, кА2∙с	402·3=4800	564,44
	Iотк , кА	40	17,048
Ячейка секционирования LF2	, кВ	10	10
	, А	1250	859,14
	iап  iy, кА	81	43,779
	, кА2∙с	31,52·3=2976,75	477,24
	Iотк , кА	31,5	17,048
Ячейка отходящих линий LF2	, кВ	10	10
	, А	1250	1132,59
	iап  iy, кА	81	43,779
	, кА2∙с	31,52·3=2976,75	390,05
	Iотк , кА	31,5	17,048

 

Выбранные выключатели LF2 с номинальным током 1250 А устанавливаются в ячейки отходящих линий кл1, кл2 и кл3. Для остальных ячеек отходящих линий выбираются выключатели LF2 с такими же параметрами, но с номинальным током 630 А.

 

13.2.6 Выбор и проверка трансформаторов тока

 

Выбирается трансформатор тока ячейки ввода.

Максимальный расчетный ток ячейки ввода I_расч=1718,27 А.

Выбирается ТОЛ-СЭЩ-10-2000/5 с двумя вторичными обмотками для измерительных приборов и релейной защиты. Номинальная нагрузка такого трансформатора тока в классе точности 0,5S составляет S₂=10 ВА[12].

Выбранный ТТ проверяют:

1) на термическую стойкость:

 

,                                        (13.26)

 

где I_т – предельный ток термической стойкости, кА;

t_т – длительность протекания этого тока, с;

В_к – тепловой импульс тока короткого замыкания, кА²·с.

 

.

 

2) на динамическую стойкость:

 

,                                          (13.27)

 

100 кА > 43,779 кА.

 

3) по вторичной мощности:

 

,                                     (13.28)

 

где  S_тт  – номинальная вторичная нагрузка, ВА;

S_2расч – нагрузка вторичной цепи трансформатора тока, ВА.

 

,                             (13.29)

 

где      z₂ – полное сопротивление внешней цепи, Ом:

 

,                                                                    (13.30)

 

где    z_приб – сумма сопротивлений всех последовательно включённых обмоток приборов, Ом;

r_пров – сопротивление соединительных проводов, Ом;

r_конт – сопротивление контактных соединений (r_конт = 0,1), Ом.

 

Сопротивление приборов определяется по формуле:

 

,                            (13.31)

 

где     S_приб – полная мощность всех приборов, присоединенных к трансформатору тока (расчёт ведётся по наиболее загруженной фазе), ВА.

 

Выбираются измерительные приборы: cчётчик активной и реактивной мощности выбран типа Евро Альфа [29]; амперметр Э538 [29]. Все данные приборов заносятся в таблицу 13.10.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 13.11 – Справочные данные измерительных приборов

 

Наименование прибора	Класс точности	Тип прибора	Нагрузка
			фаза А	фаза С
амперметр	0,5S	Э538	0,5	-
счётчик активно-реактивной мощности	0,5S	ЕА
Итого			4,5	4

 

Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:

 

                                                  ,                                       (13.32)

 

где     ρ – удельное сопротивление провода;

l_расч – расчётная длина провода, м;

g – сечение проводов, мм².

 

                                                   ,                                          (13.33)

 

где m – коэффициент, зависящий от схемы включения (неполная звезда m= );

l – длина проводов, м.

Принимается для монтажа медные провода: l = 4 м, g = 4 мм², ρ = 4,6 Ом·км (таблица 7.32 [5]):

10 > 7,2.

Условие (13.28), следовательно, выбранный ТТ проходит по всем параметрам.

Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен и сведен в таблицу 13.12.

 

 

Таблица 13.12  – Результат выбора и проверки трансформаторов тока

 

Параметры трансформатора	Условия выбора (проверки)	Расчетные данные	Типы ячеек
			ввода	секционирования	отходящих линий
Тип трансформатора	Определяется серией ячейки		ТОЛ-10-2000/5	ТОЛ-10-1000/5	ТОЛ-10-1500/5
Номинальное напряжение	Uсх ном ≤ Uном	Uсном = 10 кВ	10	10	10
Номинальный ток, первичный	Iрасч ≤ I1н	Iв расч=1718,27А Iс расч=859,14А Iо расч=1139,11А	800 - -	- 400 -	- - 150
Вторичный ток	I2н = 5 А	-	5	5	5
Класс точности		-	0,5S	0,5S	0,5S
Номинальная вторичная нагрузка	S2 ≤ Sном	7,2 3,2 7,2	10 - -	- 10 -	- - 10
Динамическая устойчивость	iуд ≤iдин	43,779	100	100	100
Термическая устойчивость		Вк в =564,44 Вк с =477,24 Вк отх =390,05	1600 - -	-    1600         -	- - 1600

 

13.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

 

Рисунок 13.3 – Принципиальная электрическая схема соединения обмоток трансформатора напряжения НАЛИ-СЭЩ-10

Выбор трансформаторов напряжения производится:

• по номинальному напряжению U_тн ≥ U_сх;

 

;

• по конструкции и схеме соединения обмоток;
• по классу точности (в зависимости от классов точности подключаемых приборов).

Принимается трехфазная антирезонансная группа измерительных трансформаторов напряжения НАЛИ-СЭЩ-10 по [12]   предназначенная для установки в комплектные распределительные устройства внутренней установки.  

Данные трансформатора напряжения представлены в таблице 13.13.

 

   Таблица 13.13 – Справочные данные трансформатора напряжения НАЛИ-СЭЩ-10

 

Uн, кВ	Номинальное напряжение обмоток, В			Номинальная мощность, В·А, в классе точности 0,5
	первичной	основной вторичной	дополнительной вторичной
10	10000	100	100/	200

 

Трансформаторы напряжения проверяются по вторичной нагрузке:

                                             

                                            (13.34)

 

где – номинальная вторичная нагрузка, ВА;

– расчетная мощность подключённых приборов к трансформатору напряжению (для наиболее загруженной секции), ВА.

 

                                               (13.35)

где  P – активная мощность прибора, Вт;

Q – реактивная мощность прибора, вар.

 

                                                                                                   (13.36)

 

 Измерительные приборы выбираются по таблице 6.26 [5]. Максимальное число отходящих линий на секции 4.  Все данные приборов и расчёта занесены в таблицу 13.14.

 

 

 

 

 

 

Таблица 13.14  - Справочные данные измерительных приборов

 

Прибор	Место установки	Тип	Мощностъ одной обмотки, Вт	Число обмоток	cos		sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность
									Р, Вт	Q, ВАр
Вольтметр	сборные шины	Э377	2	1		1	0	4	8	0
Счетчик активной и реактивной энергии	Ввод 10 кВ от трансформато-ра	ЕА05	2	2		0,38	0,925	1	4	9,74
Счетчик активной и реактив-ной энергии	Отходящая линия	ЕА05	2	2		0,38	0,925	4	16	38,95
Счетчик активной энергии	Трансформатор собственных нужд	ЕА05	2	2		0,38	0,925	1	4	9,74
Итого									32	58,43

 

 

По формуле (13.35):

 

.

Проверка  по вторичной нагрузке по формуле (13.34):

 

.

Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-10  условиям выбора и проверки удовлетворяет.

 

13.2.8 Выбор  предохранителей для защиты трансформатора напряжения

 

Предохранители выбираются по номинальному напряжению сети: ;

 

 

 

Для защиты трансформаторов напряжения выбирается по таблице 5.4 [5] предохранитель типа ПКН 001-10У3, со следующими данными:

- номинальное напряжение: :

- максимальное рабочее напряжение:

 

13.2.9 Выбор оперативного тока и трансформаторов собственных нужд

 

Пружинный привод силовых выключателей требует применение переменного оперативного тока. Предусматривается непосредственное подключение ТСН к выводам низшего напряжения трансформаторов ГПП. Такое подключение обеспечивает питание сети оперативного тока и производство операции выключателями при отключении шин 10 кВ.

На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на освещение подстанции (внутреннее, наружное, аварийное), на вентиляцию, подогрев масла трансформатора в зимний период времени, летом – на принудительную вентиляцию и обдув трансформаторов, на обогрев привода шкафов и ячеек ЗРУ, на питание оперативных цепей.

При приближенных расчетах  мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно один процент от полной мощности подстанции:

 

                                               ,                                          (13.37)

 

где  - мощность собственных нужд подстанции, МВА;

       - полная мощность завода, МВА.

 

 

Мощность ТСН с учетом коэффициента спроса составит:

                                  

 

                                           ,                                            (13.38)

 

где   - коэффициент спроса, равный (0,7-0,8).

 

 

Выбирается 2 трансформатора типа ТМЗ-630/10/0,4 с номинальной мощностью    630 кВА, чтобы полностью обеспечить собственные нужды при отключении одной из секций сборных шин.

13.2.10 Выбор  предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд

 

Выбор предохранителя по номинальному напряжению аналогичен пункту 13.2.8.Выбирается предохранитель типа ПКТ102-10-40-31,5У3 по [5].

- номинальное напряжение: :

- максимальное рабочее напряжение:

- номинальный ток предохранителя

- ток отключения:   .

 

.

 

13.2.11  Выбор и проверка сборных шин

 

В установках напряжением до 35 кВ включительно применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели  круглые шины сплошного сечения. При одинаковой площади поперечного  сечения прямоугольные шины лучше охлаждаются вследствие большей поверхности охлаждения.

Согласно [1] сечение сборных шин РУ всех напряжений по экономической плотности тока не выбирают, в связи с неопределенностью в распределении рабочего тока, режима работы и трудоемкости в определении экономического эффекта.

 

Указанные шины выбирают по допустимому току нагрузки:

 

        ,                                                        (13.39)

 

Рабочий ток определен в пункте 13.2.4 по формуле (13.24):

.

Шины выбираются по допустимому току нагрузки.

Проверка шин производится по длительно допустимому току:

 

                                               (13.40)

 

где     –длительно допустимый ток нагрузки шины (определяется по справочнику в зависимости от сечения);

 - максимальный длительный ток нагрузки той цепи, для которой предназначена шина, определенный по формуле (13.23).

По таблице 7.2 [5] выбраны  алюминиевые шины, размер 100х10, сечение шины 997 мм². Допустимый ток I_{дл доп} = 2692 А.

Проверка сборных шин по нагреву на случай аварийного режима при отключении одной из цепей по формуле (13.10):

 

1820 А > 1718,27 А.

 

Сборные шины по длительно-допустимому току проходят.

Расположение шины на изоляторе показано на рисунке 13.4

 

Рисунок 13.4  - Расположение  шины на изоляторе

 

Проверка на термическую стойкость осуществляется по формулам (13.11) и (13.12):

 

997 > 261,08  (мм²).

 

Условие (13.11) выполняется, следовательно, шины по термической стойкости  проходят.

Проверка на динамическую стойкость по формулам (13.13-13.17):

 

 Н.

 

Изгибающий момент, Н м:

 

 Н м.

 

 

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы, см³:

 

Напряжение в материале шин , МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента:

 

 МПа;

 

32,54 < 42  (МПа).

 

Выбранный шинный мост АДО 100х10 удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

         

13.2.12 Вопросы улучшения качества электроэнергии, управления, измерений и сигнализации в системе электроснабжения предприятия

 

Низкий коэффициент мощности потребителя приводит:

- к необходимости увеличения полной мощности трансформаторов и электрических станций, а также к увеличению сечения питающих линий электропередач;

- к понижению коэффициента полезного действия вырабатывающих и трансформирующих элементов цепи;

- к увеличению потерь мощности и напряжения в линиях электропередач. При одних и тех же значениях мощности и напряжения уменьшение коэффициента мощности сопровождается увеличением тока в проводах, вследствие чего возрастают потери на нагрев, что, в свою очередь, приводит к падению напряжения в сети;

Чем меньше коэффициент мощности сети, тем менее загружена сеть активной мощностью. В связи с этим необходимо, чтобы как можно большую часть в полной мощности составляла именно активная мощность, а не реактивная, в этом случае коэффициент мощности будет ближе к единице.

Рассчитывается коэффициент мощности для ЦТП:

 

 ,                                                        (14.41)

 

где  – суммарная активная и мощность цехов, запитанных от данной ЦТП за наиболее загруженную смену (по таблице 5.1), кВт;

       Sсм  – суммарная мощность цехов, запитанных от данной ЦТП за наиболее загруженную смену (по таблице 5.1), кВА.

 

Для ЦТП-1:

 

 

Для остальных ЦТП расчет аналогичен, результаты сведены в таблицу 13.15.

В целях улучшение качества электроэнергии применяется повышение коэффициента мощности ( ) посредством компенсации реактивной мощности. Компенсации реактивной мощности осуществляется за счет ее генерации высоковольтными синхронными двигателями, присоединенными к РП.

В таблицу также занесен коэффициент мощности для ГПП. Значения суммарных активной и полной мощностей предприятия взяты из раздела 8.

 

Таблица 13.15 – Расчет коэффициентов мощности ЦТП и ГПП

 

№ ЦТП		, кВА
ЦТП1	941,26	1250,28	0,75
ЦТП2- ЦТП5	5490,88	7344,38	0,75
ЦТП6, ЦТП7	1756,29	2397,81	0,73
ЦТП8- ЦТП10	6147,55	7913,79	0,78
ЦТП11- ЦТП13	5908,65	7728,76	0,76
ГПП	59003,3	59953,85	0,984

 

Для обеспечения служебной телефонной связи в пределах электросети, для передачи сигналов управления и телезащиты применяется система ВЧ-связи. Одним из основных элементов в этой системе являются высокочастотные заградители серии ВЗ, выбор которых произведен в пункте 13.1.2.

Аварийная сигнализация. Аварийное отключение выключателей должно сопровождаться индивидуальным сигналом — световым (мигание лампы сигнализации положение «Отключено»), применяемым в схемах на постоянном (выпрямленном) оперативном токе, или с помощью указательного реле в цепи аварийного сигнала в схемах на переменном оперативном токе. Пружинные приводы имеют аварийные вспомогательные контакты, которые используются для сигнализации аварийного отключения. Сигналы передаются без выдержки времени.

Для получения общего звукового сигнала индивидуальные сигналы воздействуют на схему центральной сигнализаций объекта. Центральная сигнализация выполняется, как правило, с повторностью действия.

Вызов дежурного персонала осуществляется путем подачи сигнала в диспетчерский пункт (для объектов без постоянного дежурного персонала). Из диспетчерского пункта производится управление системой электроснабжения предприятия.

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками. Организуем коммерческий учет на ГПП: для измерения силы тока используем амперметры, для учета активной и реактивной мощности счетчики Евро-Альфа, выбор которых произведен в разделе 13.2.6.

Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

Для контроля напряжения в питающей сети применяем вольтметры Э377 с переключателем на линейное и фазное напряжения, выбор которых произведен в разделе 13.2.6.

Для измерения силы тока используем амперметры Э538, подключенные через трансформаторы тока. Выбор амперметров произведен в разделе 13.2.6.

Для технического учета электроэнергии используем счетчик активной и реактивной электроэнергии СА – И681 и СР4 – И673Д  [33].

 

13.2.13 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

 

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) состоят из устройства высокого напряжения (УВН), одного или двух силовых трансформаторов, распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) и соединительных элементов высокого и низкого напряжений.

УВН выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа или кожуха с кабельным вводом. Может быть выполнено в виде:

- глухого присоединения;

- выключателя нагрузки;

- разъединителя;

- силового выключателя.

РУНН выполняются с одиночной секционированной системой шин (все  подстанции двухтрансформаторные. РУНН собирается из следующих низковольтных шкафов:

- вводных, один на трансформатор (ШНВ);

- секционного (ШНС);

- линейных (ШНЛ);

Конструкция шкафов РУНН предусматривает возможность установки на отходящих линиях автоматических выключателей на номинальные токи от 16 до 1250 А. 2КТП выполняются с выдвижными автоматическими выключателями  и устройством АВР.

В РУНН предусмотрена установка следующих устройств:

• трансформаторов тока (на вводе – три, на нулевой шине – один для подключения устройств защиты от однофазных коротких замыканий, на отходящих линиях по одному);
• измерительных приборов (на вводе – амперметры в каждой фазе,

 

вольтметр, счетчики активной и реактивной энергии; на отходящих линиях – амперметры).

Технические данные КТП представлены в таблице 13.16.

 

Таблица 13.16 - Технические характеристики КТП

 

Параметр	Мощность трансформатора, кВА
	1000	1600
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ	10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ	0,4	0,4
Номинальный ток сборных шин РУНН, кА:	1,45	2,31
Ток термической стойкости на стороне НН, кА	25	30
Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА	50	70
Исполнение ввода ВН	кабельный
Исполнение отходящих линий НН	кабельный
Корпус КТП	металлический

 

Производится показательный выбор оборудования ЦТП-1 с двумя трансформаторами типа ТМЗ 1000/10.

Для комплектных трансформаторных подстанций РУВН, ошиновка ввода,  сборные шины РУНН и вводной автоматический выключатель выполняется на ток, равный номинальному току силового трансформатора с коэффициентом  в  соответствии с ГОСТом 14695-80 с изменениями от 23.11.2008г.

Рабочий максимальный ток на стороне НН ТП-1:

 

 ,                                              (13.42)

 

где Sсм – суммарная мощность цехов, запитанных от данной ТП за наиболее загруженную смену (таблица 5.1), кВА;

 

 

Выбираются шины марки АДО 120х8 с I_дл.доп=1900А.

Тип и номинальный ток автоматического выключателя шкафов РУНН представлены в таблице 13.17.

 

 

Таблица 13.17 - Технические характеристики шкафов РУНН, тип и номинальный ток автоматического выключателя

 

Тип шкафа	Тип выключателя	Номинальный ток выключателя, А	Тип расцепителя
ШНВ	ВА75-45	2500	полупроводниковый
ШНС	ВА53-41	1000

 

 

14 Релейная защита

    

14.1 Расчет защит высоковольтного синхронного двигателя

 

В качестве защит синхронного двигателя СДСЗ-3200 выполняются: защита от междуфазных КЗ, защита от перегрузки, защита от замыкания на землю, защита от понижения напряжения, защита от асинхронного режима /1/. Расчёт производится для устройства микропроцессорной защиты синхронного двигателя «Сириус-21Д» [20].

 

14.1.1 Расчет защиты от междуфазных коротких замыканий

 

Определяется номинальный ток двигателя:

 

                                            (14.1)

 

 

 

 

В качестве защиты от КЗ используется токовая отсечка, отстроенная от пускового тока.

Пусковой ток:

 

                                     (14.2)

 

    где К_пуск  - кратность пускового тока;

I_ном.дв. - номинальный ток двигателя, А.

 

 

Ток подпитки КЗ от синхронного двигателя I_поСД=1224,8А.

Ток срабатывания защиты отстраивается от большего из этих двух токов – пускового тока.

Ток срабатывания защиты мгновенного действия (токовая отсечка):

 

             

                                           (14.3)

Проверка чувствительности защиты:

 

                                          (14.4)

 

где  I⁽³⁾_к2 – ток трехфазного короткого замыкания на шинах ГПП (для защиты питающей двигатель линии).

 

 Защита чувствительна.

 

Выбирается по [12] трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 с параметрами U_ном=10 кВ, I_1н=300 А, n_Т=300/5, m₁₀=10.

 

 

 

Проверка ТТ на 10%-ую погрешность:

 

                                                          (14.5)

 

 

Трансформатор тока проходит проверку.

Определяется ток срабатывания реле:

 

                                                 (14.6)

Из диапазона уставок по току реле «Сириус – 21Д»  для защиты от КЗ выбирается значение уставки 27,1 А (диапазон 2-200 А, дискретность 0,01 А).

 

14.1.2 Расчет защиты двигателя от перегрузки

 

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

 

                                           (14.7)

                                             (14.8)

 

Из диапазона уставок по току для МТЗ  реле «Сириус – 21Д» выбирается значение уставки 4,05 А (диапазон 0,4-200 А, дискретность 0,01 А).

Время срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания защиты при пуске или самозапуске двигателя. Выдержка времени должна составлять не менее 10 с. Исходя из этого выбирается t_с.з.^пер=12с (диапазон 0,1-100 с, дискретность 0,01 с).

 

14.1.2 Расчет защиты от понижения напряжения

 

Защита от понижения напряжения на базе «Сириус- 21Д» имеет одноступенчатую независимую характеристику с одной выдержкой времени [13].

Напряжение срабатывания устанавливается примерно равным:

 

                                                                 (14.9)

 

где U_н – номинальное напряжение двигателя, В.               

К_в – коэффициент возврата, принимается 1,06 по [13].

 

 

Предварительно выбирается трансформатор напряжения НАЛИ–СЭЩ-10 (U_1н=10 кВ, U_2н=100 В, n_Т=100, S_2н=600 ВА) [12].

 

 

 

Напряжение срабатывания реле:

        

                                                                                (14.10)

 

Из диапазона уставок по напряжению для реле «Сириус – 21Д» выбирается значение уставки 66 В (диапазон 5-99,9 В, дискретность 0,1 В).

Время срабатывания защиты принимается равным t_с.з. = 1,5 с (диапазон 0,02-99,99 с, дискретность 0,01 с). Защита действует на отключение двигателя.

 

14.1.3 Расчет защиты от замыканий на землю

 

Емкостный ток линии определяется:

                        

   I_сл = l∙I_c0,                                            (14.11)

 

где I_c0 - удельный емкостный ток линии по [5], А;                  

       l – длина линии, км.

I_сл

Для СД емкость фазы определяется по следующей формуле:

 

                            (14.12)

 

Емкостный ток электродвигателя, А:

 

                                I_сд=ω∙С_д∙U_ном.ф                                     (14.13)                            

 

где С_д – емкость фазы электродвигателя, Ф;

U_ном.ф – номинальное фазное напряжение СД, В.

                             

I_сд

  

Суммарный емкостный ток линии и двигателя, А:

 

                                          (14.14)

 

Ток замыкания на землю СД:

 

                                      (14.15)

 

Полученное значение тока замыкания на землю меньше установленного в [1] (5 А), при котором устанавливается защита от замыканий на землю, действующая на отключение с выдержкой времени.

 

                                             (14.15)

 

Защита осуществляется с помощью трансформатора тока нулевой последовательности марки ТЗЛМ-1 и действует на сигнал. Выдержка времени равна ступени селективности,  .

 

14.1.4 Защита от асинхронного режима

 

При выпадении двигателя из синхронизма появляются пульсации тока статора, переменный ток в обмотке ротора и вибрация двигателя. Защита от асинхронного режима реагирует на пульсации тока статора I_дв, максимальное действующее значение которого I_дв.мах  в несколько раз больше I_{ном. дв.}.

 

 

Под действием пульсирующего тока двигателя реле тока будет периодически размыкать и замыкать свои контакты. Поэтому применять обычную МТЗ с независимой характеристикой нельзя. Для обеспечения беспрерывной подачи напряжения на обмотку реле времени в схему защиты вводят промежуточное реле с замедлением при возврате.

Ступень МТЗ-2 «Сириус-21Д» может быть запрограммирована в режим защиты двигателя от асинхронного режима. При этом сброс накопленной выдержки времени будет происходить не сразу после снижения тока ниже порога уставки, а после окончания времени паузы, задаваемой уставкой от 0 до 5,00 с. В случае появления тока снова выше порога срабатывания ступени до истечения времени паузы происходит продолжение накопления выдержки времени МТЗ-2.

Ток срабатывания защиты от асинхронного хода  [7]:

 

I_с.з = (1,3..1,4) · I_ном.дв. ,                                 (14.16)

I_с.з. =1,4·205,28 =287,39А

 

 

Время срабатывания защиты:

                                        (14.17)

Ток срабатывания реле:

 

 

Из диапазона уставок по току для реле «Сириус – 21Д» выбирается значение уставки 4,79 А (диапазон 0,2-100 А, дискретность 0,01 А).

 

14.1.5 Резервирование отказов выключателя (УРОВ)

  

    Выходной сигнал «УРОВ» формируется при срабатывании токовых защит устройства или по входам внешних защит после задержки на время уставки . Сигнал «УРОВ» снимается после снижения тока ниже установленного значения. Если выключатель нормально отключился, то сигнал «УРОВ» не формируется. Выдержка времени  отсчитывается от момента подачи сигнала на выходные реле «Откл».

Принимается время, равное ступени селективности 

 

14.2 Расчет защит трансформатора ГПП

14.2.1 Расчет дифференциальной защиты

 

Расчёт производится для устройства микропроцессорной защиты трансформатора «Сириус Т3» по[14]. Расчет общих уставок дифференциальной токовой защиты приведен в таблице 14.1.

 

Таблица 14.1 – Результаты расчетов защиты трансформатора ГПП

 

Наименование	Формула	Расчет
		ВН	НН	НН
Первичный номинальный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А.
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора	-	Y	∆

Продолжение таблицы 12.1 – Результаты расчетов защиты трансформатора ГПП

 

Схема соединения трансформаторов тока	-	Y	Y
Коэффициент схемы	kсх	1	1
Марка трансформатора тока	-	ТВТ-110-I-600/5	ТОЛ- СЭЩ-10 2000/5
Коэффициент трансформации	кТ	600/5	2000/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора, А
Внешний максимальный ток КЗ, приведенный к стороне ВН.

 

- ток КЗ перед реактором без учета подпитки от двигателей.

Первая ступень защиты - дифференциальная токовая отсечка

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для быстрого отключения повреждений, сопровождающихся большим дифференциальным током. Она работает без каких-либо блокировок и не имеет торможения.

Уставка отсечки защиты определяется из выражения:

                                               

                     (14.18)

 

где - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной  амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ;    

 по[9],[10];

- коэффициент отстройки, равный 1,2;

- отношение тока внешнего КЗ к номинальному току трансформатора.                           

Принимается уставка дифотсечки 4 А.

Расчет второй ступени - дифференциальной токовой защиты с торможением

Выбору подлежат:

Iд1/Iном — базовая уставка ступени;

Кторм коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

Iт2/Iном вторая точка излома тормозной характеристики;

Iдг2/Iдг1 уставка блокировки от второй гармоники.

 Базовая уставка Iд1/Iном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Принимается Iд/Iном = 0,3.

     Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определяется выражением (14.19) и состоит из трех составляющих:

 

                                      (14.19)                                                                                                              

 

где — коэффициент, учитывающий переходный режим, =2,5, так как доля двигательной нагрузки трансформатора более 50 %, по [11];

— коэффициент однотипности трансформаторов тока, =1 по [11];

— относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, =0,1 по [11];

 - диапазон регулирования напряжения;

 - слагаемое, обусловленное метрологическими погрешностями элементов устройства, =0,04.

 

 

Дифференциальный ток определяется:

 

                                    (14.20)

 

 

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

 

       (14.21)

 

где  - тормозной ток.

 

 

Из выражения  (13.21) следует:

                              (14.22)

 

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах определяется по выражению:

 

            (14.23)

Первая точка излома тормозной характеристики определяется:

 

                  (14.24)

Вторая точка излома тормозной характеристики принимается равной 1,5:

 

         Уставка блокировки то второй гармоники Iдг2/Iдг1 принимается равной 0,15.

Тормозная характеристика представлена в графической части.

 

14.2.2 Газовая защита и защита РПН

   

  Масляные трансформаторы с расширителями мощностью 1000 кВ-А и более снабжаются газовыми реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а также от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак.

Данная защита реагирует на повреждения, связанные с повышением температуры в баке трансформатора, чем выгодно отличается от других типов защиты, которые в ряде случаев могут и не сработать. Например, во время небольших замыканий, связанных с дефектами сборки или повреждениям от вибрации, температура начинает расти, хотя токи, протекающие через обмотки трансформатора, недостаточно велики, чтобы начала работать дифференциальная защита, или МТЗ. Это преимущество помогает значительно сократить время ремонта электрического аппарата, так как отключение происходит раньше, чем авария приведёт к серьёзным повреждениям.

Выбирается газовое реле РЗТ-80, представляющего собой металлический корпус с диаметром проходного сечения 80 мм.

Реле состоит из корпуса и крышки из алюминиевого сплава, на которой смонтированы все внутренние элементы реле (реагирующий блок).

Реле имеет две пары контактов. Защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Срабатывание сигнальных контактов в газовых реле происходит при снижении уровня масла в реле, соответствующем уменьшению объема масла на 100-250 см3.

Срабатывание отключающих контактов происходит раньше достижения границей уровня масла нижнего края отверстия фланца реле.

Уставки по скорости потока масла: в газовом реле - 1 м/с.

Время срабатывания реле лежит в пределах t_ср = 0,05-0,5с.

Защита РПН трансформатора и самого трансформатора осуществляется на одном реле. Внутри корпуса реле устанавливают напорную пластину. Которая при увеличенной от нормальной скорости масла фиксируется в конечном положении после ее срабатывания. При интенсивном увеличении скорости масла реле действует на отключение трансформатора.

 

 

15  Безопасность труда

 

15.1 Анализ негативных факторов на предприятии черной металлургии и обеспечение безопасности труда

 

На предприятии черной металлургии имеются множество производственных факторов, представляющих опасность.

Так, применение дуговых сталеплавильных печей приводит к интенсивным тепловыделениям, загрязнению воздуха газоаэрозольной смесью с высоким содержанием оксидов углерода (CO) и серы (S), образуется интенсивный высокочастотный шум. Для снижения загазованности используется местная вытяжная вентиляция.

Вибрация - колебания твердых тел, машин, аппаратов, строительных сооружений и конструкций, воспринимаемые организмом человека как сотрясения. Этот фактор сильно проявляется в компрессорной, насосной, обусловлен вращением мощных синхронных и асинхронных двигателей. Для виброизоляции предусмотрены пружинные амортизаторы. Гигиеническое нормирование вибраций регламентирует параметры производственной вибрации и правила работы с виброопасными механизмами и оборудованием. Нормируемые параметры вибрации определены в [19].

Шум - это беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности. Источники производственного шума - дуговые печи, электродвигатели, вентиляционные установки, трансформаторы. Для снижения уровня шума предусматриваются следующие меры: установка в помещениях звукопоглощающих конструкций и экранов, звукоизоляция ограждающих конструкций, устройство звукоизолированных кабин наблюдений, применение шумоизолирующего материала, наушников. Нормируемые параметры шума определены в [16]. Воздействие уровня шума, превышающего нормы, установленные компетентными органами, может привести к тугоухости в результате воздействия шума. Высокий уровень шума может также мешать общению и приводить к умственному утомлению и повышению риска производственного несчастного случая.

 В любом прокатном стане существует риск попадания между вальцами. Серьезные травмы можно получить при работе с режущими и кромкообрезными станками, если их опасные части не огорожены должным образом.

Ожоги, глазные и другие травмы в горячей прокатке могут быть вызваны разлетающейся окалиной и частицами пыли, а также ударами концов кабелей. Глаза могут также страдать от слишком яркого света.

От печи может исходить яркое свечение, способное повредить глаза, если не используются соответствующие средства защиты зрения.  Рабочие, участвующие в выплавке чугуна должны быть обеспечены: хлопчатобумажными костюмами с огнестойкой пропиткой, кожаными ботинками, брезентовыми рукавицами, защитными касками, защитными очками типа ЗН8-72, респираторами ЩБ-1 типа "Лепесток" или шланговыми дыхательными аппаратами типа РПГ-67.

 Особые предосторожности необходимо принимать для защиты работников от воздействия газов с высокой концентрацией окиси углерода, например, доменного газа и коксового газа.

При сворачивании легированной свинцом стали или использовании отрезных дисков, содержащих свинец, возникает опасность вдыхания ядовитых частиц. Поэтому необходимо постоянно контролировать концентрацию свинца на рабочем месте, а рабочие, подвергающиеся риску вдыхания свинца, должны регулярно проходить медицинский осмотр.

Опасные факторы в термообработке включают: ожоги и обваривание, механические источники опасности при обращении со сталью и опасные факторы обжиговых газов, включающих азот, водород и окись углерода. Изоляционные волокнистые материалы для печей могут подвергать работников опасностям в результате контакта с волокнами.

 

15.1.1 Анализ негативных факторов на подстанции

 

На проектируемой главной понизительной подстанции 110/10 кВ имеются следующие производственные факторы представляющие опасность:

- высокое напряжение на открытых токоведущих частях    ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ;

- электромагнитные поля большой напряженности;

- шум, создаваемый установленными силовыми трансформаторами.

В связи с установкой на территории подстанции масляных силовых трансформаторов, а также наличием пожароопасных помещений, предусматривается комплекс противопожарных мероприятий и пожарной защиты.

По времени воздействия на объект различают следующие факторы:

- непрерывные;

К ним относят сброс бытовых сточных вод от производственных зданий и санитарно-бытовых помещений, а также нарушение естественного стока в связи со строительными работами.

- кратковременные;

К ним относят воздействия, проявляющиеся в незначительном количестве, эпизодически,  например, при зарядке аккумуляторной батареи может возникать загрязнение воздуха аэрозолями серной кислоты.

- аварийные.

К ним относят разлив масла при аварии трансформатора и при пожаре.

 

15.1.2 Технические и  организационные меры по снижению воздействия негативных факторов

 

Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию ОРУ  110 кВ  и ЗРУ 10  кВ  предусматриваются:

- ограждение токоведущих частей;

- необходимые изоляционные расстояния между токоведущими частями и отдельными присоединениями;

- проходы, проезды;

- система молниезащиты в виде молниеотводов;

- электромагнитные и механические блокировки, исключающие ошибки при операциях персонала во время оперативных переключений;

- защитное заземляющее устройство;

- дистанционное управление выключателями;

- системы контроля и автоматики режимов работы;

- стационарные заземляющие с дистанционным управлением и системой блокировок;

- рабочее и аварийное отключение;

- защита от коротких замыканий.

Для снижения уровня электрического тока в ОРУ 110 кВ предусматриваются следующие стационарные средства защиты:

- вертикальные экраны, устанавливаемые между двумя выключателями соседних ячеек. Для предотвращения несанкционированного  доступа  на территорию ОРУ людей, животных, которые могут создать аварийную ситуацию с угрозой для своей жизни и жизнедеятельности персонала на ОРУ выполняются следующие охранные мероприятия:

- сетчатые ограждения высотой 2 метра по периметру;

- охранное  освещение по периметру;

- охранная блокировочная сигнализация по периметру с внутренней стороны  ограждения с выходом сигнала в проходную ОРУ;

- пешеходная тропа служебных нарядов внутри ограждения, по спланированной территории;

- проходной пункт подстанции, с тамбуром, комнатой для часового, помещение для хранения оружия.

 

 

 

 

 

 

15.2 Расчёт заземления и грозозащиты ГПП

 

15.2.1  Расчёт заземления ГПП

 

Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции, надежно заземлять.

  Для выполнения заземления ГПП используются  искусственные заземлители. В качестве заземлителей применяются вертикально забитые в грунт на глубину 0,6 м уголки размером 6*6 см и длиной l=250 см,  соединяющиеся посредством электродуговой сварки стальными полосами сечением 40*4 кв. мм.

 На рисунке 15.1  показано положение заземлителей.

Согласно [1] сопротивление заземляющих устройств в установках напряжением до 110 кВ не должно быть больше 0,5 Ом.

Площадь ГПП 60*40 м.

                            

 

                  Рисунок 15.1 – Положение заземлителей

 

Сопротивление соединительной полосы по таблице 7.1  [3];

 

,                                       (15.1)

 

где- t расстояние до поверхности земли 0,6 м;

b-ширина полосы, принимается равной 40 мм;

L- длина заземляющего контура;

 - расчетное удельное сопротивление грунта.

При определении длины заземляющего контура, учитывается что периметр П = (60*2+40*2) =200 м, то L= П+4·6=224 м.

Расчетное удельное сопротивление грунта:

 

                                                  (15.2)

 

где - эквивалентное сопротивление грунта при влажности 10-20% равное для глины Ом*см;

k_max - повышающий коэффициент, зависящий от климатических условий местности равный 2 .

 

 Ом×м ;

Ом.

Действительное сопротивление соединительной полосы с учетом экранирующего действия:

 

,                                                    (15.3)

      

где - коэффициент использования соединительных полос [8].

Ом.

Количество вертикальных заземлителей:

                           

                                                        (15.4)

      

где  R_од  - сопротивление одиночного заземлителя;

- коэффициент использования =0,42  [4];

 

;                                              (15.5)       

 

 Ом;

.

Принимается: n = 464.

Так как  отношение расстояния между заземлителями к их длине не должно быть меньше 0.5, то в соответствии с периметром подстанции, можно поставить всего 179 заземлителей.

 

            

                          Рисунок 15.2– Расположение электродов

 

Проверяется, обеспечивается ли нужное сопротивление при данном количестве вертикальных заземлителей и заземляющей полосы:

                                             (15.6)

 

 

Условие проверки сопротивления:

 

                                               (15.7)

 

0,494 Ом < 0,5 Ом.

 

Условие проверки выполняется, устанавливаются 179 заземлителей.

 

15.2.2 Расчёт грозозащиты ГПП

 

Для защиты подстанционного оборудования открытых pacпpeделительных устройств применяют стержневые молниеотводы от прямых ударов молнии.

 

 

 

 

Необходимым условием защищенности всей площади, подстанции на высоте h_x является:

 

                              ,                                             (15.8)

 

где D - наибольшая диагональ четырехугольника (при четырех молниеотводах - показано на рисунке 15.4), м. Принимается равной 62 м.

 Принимается высота молниеотвода h = 19,5 м. Высота защищаемых объектов h_x = 6,2 м. На рисунке 15.3  показано расположение грозозащиты.

 

Рисунок 15.3 – Расположение грозозащиты: h_a - активная часть молниеотвода (превышение молниеотвода над защищаемым уровнем), м; h - полная высота молниеотвода, м; h_x - высота защищаемых объектов, м; Р - постоянная (для молниеотводов при h < 30 м, Р= 1).

 

Превышение молниеотвода над защищаемым уровнем:

                                                 

   h_a = h – h_x ,                                          (15.9)

 

h_a =19,5- 6,2 =13,3м.

            

            

                  Рисунок 15.4 – Подстанция при четырех молниеотводах

 

 

 

Радиусы зон защиты одиночных стержневых молниеотводов:

 

 ,                                               (15.10)

Ширина зоны защиты:

 

,                                           (15.11)

 

где а- расстояние между молниеотводами

 

 

По формуле (15.12):

;

.

Условие (15.12) выполняется. Молниеотводами защищена вся площадь ОРУ.

Также для защиты подстанции от атмосферных перенапряжений применяется грозозащитный трос на расстоянии 2 км до подстанции.

 

15.3 Возможные чрезвычайные ситуации

 

Чрезвычайная ситуация– это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Различают чрезвычайные ситуации по характеру источника (природные, техногенные, экологические) и по масштабам (локальные, местные, территориальные, региональные, федеральные и трансграничные).

    Одной из наиболее вероятных чрезвычайных ситуаций, которая может возникнуть на промышленном предприятии, является взрыв баллона с газом, находящимся под давлением.

 

 

 

15.3.1 Анализ чрезвычайной ситуации, сложившейся в результате взрыва кислородного баллона

 

Рассматривается взрыв баллона с кислородом, который находился в ремонтно-механическом цехе в сварочном отделении. Схема распространения взрывной волны изображена на рисунке 15.5.

 

            Рисунок 15.5 - Схема распространения взрывной волны

 

Анализ чрезвычайной ситуации производится согласно [17] и включает в себя расчеты:

- энергии взрыва баллона;

- тротилового эквивалента;

-  избыточного давления во фронте ударной волны на расстоянии 3 и 5 м от эпицентра взрыва;

- скоростного напора воздуха.

 

Определяется энергия взрыва баллона, кДж,

 

                                                    (15.12)

 

где Р – давление в сосуде перед разрушением (определяется при испытаниях), принимается согласно [17].

- атмосферное давление, =101 кПа;

V – объем баллона, ;

- показатель адиабаты по [17].

 

 

Тротиловый эквивалент определяется:

 

                                            (15.13)

 

Избыточное давление во фронте ударной волны в радиусе 3-х метров от эпицентра:

 

                        (15.14)

 

где R – расстояние от эпицентра взрыва, R=3 м.

 

Для свободно распространяющейся в атмосфере ударной волны воздушного взрыва:

 

Скоростной напор воздуха определяется:

 

                                     (15.15)

 

  

При взрыве баллона с кислородом станки и оборудование, находящиеся  в радиусе 3-х метров от эпицентра, окажутся  в зоне воздействия ударной волны с избыточным давлением 52,04 кПа. В соответствии с табл. 2,3 (приложение 2) [17], объекты будут располагаться в области полного разрушения. Ущерб основных производственных фондов от аварии 90-100%. Тяжесть поражения людей – крайне тяжелые и тяжелые травмы (50-60% из числа пораженных нуждается во врачебной помощи). Имеется высокая вероятность гибели людей, находящихся в радиусе 3-х метров от эпицентра.

Избыточное давление во фронте ударной волны в радиусе 5-ти м от эпицентра взрыва определяется по (15.3):

 

Скоростной напор воздуха:

 

 

При взрыве баллона с кислородом объекты (станки, люди, строительные конструкции) окажутся в зоне воздействия ударной волны с избыточным давлением 22,19 кПа. В соответствии с [17], объекты будут располагаться в области среднего разрушения. Ущерб от аварии 30-60%. Возможно частичное разрушение строительных перекрытий. Тяжесть поражения людей – травмы средней тяжести (10-12% из числа пораженных нуждаются в медицинской помощи).

Аварийно-спасательные и другие необходимые работы следующие: спасение людей, локализация и тушение пожаров, разбор завалов, капитальный ремонт.

 

15.4 Мероприятия по профилактике взрывов кислородных баллонов

 

Баллоны с кислородом перемещать необходимо на специальных передвижных тележках, носилках или перевозить на рессорных транспортных средствах, применяя в качестве смягчающих прокладок резиновые или веревочные кольца толщиной нее 25 мм по два на каждый баллон.

При многорядной перевозке баллонов применять деревянные прокладки между рядами, при этом высота перевозимых баллонов не должна превышать высоты кузова транспортного средства.

При погрузке и разгрузке баллонов  не допускается их сбрасывание и удары друг о друга, а также разгрузка вниз вентилями.

Во избежание случайных падений баллоны на рабочем месте закрепляются в специальной стойке или на тележке.

Необходимо исключить любую возможность попадания жиров и масел на кислородную аппаратуру.

При работе возле печи  баллоны закрываются экраном из асботкани или брезента, не допускайте нагрева выше 35°С. Устанавливаются баллоны не ближе 15 м от печей и других источников тепла с открытым огнем по [18].

 

 

16 Спецвопрос. Мероприятия по снижению потерь   электроэнергии

 

16.1 Проблема снижения потерь электроэнергии                    

       

Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является

актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.

При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно  расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход в дальнейшем называется потерями электроэнергии. Использование термина «потери электроэнергии» требует внесения  определенной ясности, так как в других отраслях промышленности подобный термин ассоциируется с понятиями потери от брака, от нарушения технологического процесса и т.д. Термин «потери электроэнергии» следует понимать как технологический расход электроэнергии на ее передачу. В отчетных документах энергосистем вместо термина «потери  электроэнергии» используется термин «технологический расход  электрической энергии при передаче по электрическим сетям».

Потери электроэнергии являются одной из основных составляющих тарифов на электри­ческую энергию,  поэтому  энергоснабжающие организации в обязательном порядке рассчи­тывают их и представляют результаты в реги­ональные органы по регулированию тарифов. Потери электроэнергии в электрических сетях – важнейший показа­тель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния сис­темы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятель­ности энергоснабжающих организаций.

Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающих­ся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию.

По мнению международных экспертов, относительные потери элек­троэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно счи­тать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи элек­троэнергии по сетям [34].

В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техниче­ское перевооружение электрических сетей, в совершенствование сис­тем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.

Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих измене­ний хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвину­лась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энергоснабжающих организаций.

 

 

 

 

16.2 Структура потерь электроэнергии

 

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения,

группам элементов, производственным подразделениям и т. п. Для целей анализа и нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений.

На основе такого подхода фактические потери делятся на четыре составляющие[35]:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Теоретически технические потери могут быть измерены при установке соответствующих приборов, фиксирующих поступление и отпуск электроэнергии на рассматриваемом объекте. Практически же оценить действительное их значение с приемлемой точностью с помощью средств измерения нельзя. Для отдельного элемента это объясняется сравнительно малым значением потерь, сопоставимым с погрешностью приборов учета. Например, измерение потерь в линии, фактические потери энергии в которой составляют 2 %, с помощью приборов, имеющих погрешность ±0,5 %, может привести к результату от 1,5 до 2,5 %. Для объектов, имеющих большое количество точек поступления и отпуска электроэнергии (электрическая сеть), установка специальных приборов во всех точках и обеспечение синхронного снятия их показаний практически нереальна (особенно для определения потерь мощности). Во всех этих точках счетчики электроэнергии и так установлены, однако мы не можем сказать, что разность их показаний и есть действительное значение технических потерь. Это связано с территориальной разбросанностью многочисленных приборов и невозможностью обеспечения полного контроля правильности их показаний и отсутствия случаев воздействия на них других лиц. Разность показаний этих приборов представляет собой фактические потери, из которых следует выделить искомую составляющую. Поэтому можно утверждать, что измерить технические потери на реальном сетевом объекте нельзя. Их значение можно получить только расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на СН подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Этот расход регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах СН подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные погрешностями ее измерения (недоучет электроэнергии, метрологические потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы приборов, используемых для измерения энергии (ТТ, ТН и самих электросчетчиков). В расчет метрологических потерь включают все приборы учета отпуска электроэнергии из сети, в том числе и приборы учета расхода электроэнергии на СН подстанций;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате электроэнергии бытовыми

 

потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых трех составляющих. Структура потерь электроэнергии изображена на рисунке 16.1.

 

 

Рисунок 16.1 –Структура потерь электроэнергии.

Три первые составляющие укрупненной структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери.

Четвертая составляющая — коммерческие потери — представляет собой воздействие «человеческого фактора» и включает в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, потребление энергии помимо счетчиков, неуплату или неполную оплату показаний счетчиков, определение поступления и отпуска электроэнергии по некоторым точкам учета расчетным путем (при несовпадении границ балансовой принадлежности сетей и мест установки приборов учета) и т. п.

Применять для анализа отчетных потерь следует экономические критерии. С экономических позиций потери – это та часть электроэнергии, на которую ее зарегистрированный полезный отпуск потребителям оказался меньше электроэнергии, произведенной на своих электростанциях и закупленной у других ее производителях.

Для того, чтобы принять наиболее эффективные меры по снижению потерь, необходимо знать, где и по каким причинам они происходят. В связи с этим основной задачей расчета и анализа потерь является определение их детальной структуры, выявление конкретных очагов потерь и оценка возможностей их снижения до экономически оправданных значений. Одним из методов такой диагностики потерь является анализ небалансов электроэнергии на объектах (подстанциях, предприятиях сетей) и в сетевых организациях.

 

  16.3 Снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях и системах электроснабжения

 

 Экономия электроэнергии означает прежде всею уменьшение потерь электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения и в самих электроприемниках. Мероприятия по снижению потерь  могут быть условно разделены на три группы[36]:

- организационные, к которым относятся мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные мероприятия);

- технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, модернизации и строительству сетей (мероприятия, требующие капитальных затрат);

- мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующих дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

К организационным мероприятиям могут относиться: уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий; снижение несимметрии (неравномерности) загрузки фаз;

Технические мероприятия следует разделить на мероприятия с целевым эффектом снижения потерь и мероприятия с сопутствующим  снижением потерь. Технические мероприятия с целевым  эффектом снижения потерь разрабатываются специально для снижения потерь электроэнергии.

Основными путями снижения потерь электроэнергии в промышленности являются следующие:

1) рациональное построение системы электроснабжения, при ее проектировании и реконструкции, включающее в себя применение рациональных:

а) напряжений;

б) мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях;

в) общего числа трансформаций;

г) места размещения подстанций;

д) схемы электроснабжения;

е) компенсации реактивной мощности и др;

2) снижение потерь электроэнергии в действующих системах электроснабжения, включающее в себя следующее:

а) управление режимами электропотребления: регулирование суточного графика нагрузки и снижение пиков в часы максимума энергосистемы;

б) регулирование напряжения;

в) ограничение холостого хода электроприемников;

г) модернизация существующего и применение нового, более экономичного и надежного технологического и электрического оборудования;

д) повышение качества электроэнергии;

е) применение экономически целесообразного режима работы силовых трансформаторов;

ж) замена АД на СД, где это возможно;

з) автоматическое управление освещением в течение суток;

и) применение рациональных способов регулирования режимами работы насосных и вентиляционных установок и др.;

3) нормирование электропотребления, разработка научно обоснованных норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукции; нормирование электропотребления предполагает наличие на предприятиях систем учета и контроля расхода электроэнергии;

 

16.3.1 Компенсация реактивной мощности

 

Компенсация реактивной мощности (увеличение cos φ) относится к важнейшим мероприятиям по уменьшению  потерь в распределительных сетях. Как известно, потери  активной мощности в линии равны

 

                                                 (16.1)

 

После установки в конце линии у потребителя  компенсирующих устройств (КУ) линия разгружается по  реактивной мощности, увеличивается cos φ и уменьшаются  потери в линии

 

                                            (16.2)

 

где Q_к — мощность компенсирующих устройств.

 

С компенсацией реактивной мощности уменьшается φ и  соответственно увеличивается cos φ; с увеличением cos φ уменьшаются потери мощности и электроэнергии:

 

                                          (16.3)

 

Выбор cosφ в качестве нормативного не дает четкого представления о динамике  изменения реального значения реактивной мощности. Например, при уменьшении коэффициента мощности с 0,95 до 0,94 реактивная мощность изменяется на 10%, а при  уменьшении этого же коэффициента с 0,99 до 0,98 — на 42 %. При расчетах удобнее оперировать коэффициентом реактивной мощности tgφ.

Для понижения tgφ рекомендуется в первую очередь применять организационные мероприятия, не требующие установки компенсирующих устройств. Таким  мероприятием является повышение загрузки оборудования. Например, для асинхронного двигателя мощностью более 100 кВт при переходе от режима холостого хода к номинальной  нагрузке cos φ меняется от 0,009 до 0,9. На холостом ходу Q_X = 0,35S_HOM, а при номинальной нагрузке Q_HОM = 0,43S_НOM. С уменьшением загрузки двигателя φ увеличивается, tgφ растет и потери увеличиваются. Поэтому загрузка двигателя должна быть возможно ближе к номинальной.

Синхронные двигатели, установленные по технологическим требованиям, должны использоваться для компенсации реактивной мощности, а также для регулирования реактивной мощности или напряжения. Максимальная  реактивная мощность, которую может генерировать синхронный двигатель (СД), определяется по выражению

 

                                         (16.4)

 

где Р_ном — номинальная активная мощность;

tgφ_ном – коэффициент реактивной мощноти;

η_ном – КПД;

α_max — наибольшая допустимая перегрузка СД по реактивной мощности, зависящая от типа двигателя,  относительного напряжения и коэффициента загрузки по  активной мощности.

При этом необходимо учитывать, что потери активной мощности СД в режиме перевозбуждения существенно увеличиваются по сравнению с потерями в режиме недовозбуждения или при работе с коэффициентом мощности, равным

 

единице. По этой причине установка БК в ряде случаев может оказаться более экономичной (по  приведенным затратам), чем использование СД для генерации  реактивной мощности. Для генерации реактивной мощности в нормальных режимах невыгодно использовать  тихоходные СД и СД малой мощности.

Автоматическое регулирование мощности АРМ БК  может положительно повлиять на снижение потерь  мощности. Суммарный эффект от выполнения мероприятия  состоит в снижении потерь мощности в отдельные часы суток одновременной оптимизации уровней напряжения в узлах сети. При этом не всегда регулирование БК действует на эти показатели в одном направлении.

Бывают случаи,  когда при улучшении режима напряжения потери  электроэнергии в сети возрастают. Для определения более экономичной компенсации с помощью БК применяют методы оптимизации.

 

16.3.2 Снижение норм расхода электроэнергии на единицу  выпускаемой продукции или на другой показатель  производства

 

Снижение норм расхода электроэнергии на единицу  выпускаемой продукции или на другой показатель  производства (выполняемый объем работ, валовой выпуск  продукции) в первую очередь характеризует эффективность  использования электроэнергии. При этом необходимо, чтобы нормы были оптимальными, установленными на основе технико-экономических расчетов. Здесь важно  подчеркнуть, что под оптимальной нормой понимается объективно необходимый расход электроэнергии на производство  единицы продукции или объема работы при данных условиях производства, обусловленный организацией и технологией производства, техническим уровнем применяемого  технологического и энергетического оборудования, техническим состоянием и режимом работы производственного  оборудования.

Как уже отмечалось, нормы должны обосновываться технико-экономическим расчетом. Структура норм должна соответствовать технологии и организации производства и охватывать все статьи расхода электроэнергии на  нормированный вид продукции или работ. Нормы должны  учитывать также планируемые к осуществлению мероприятия по экономии электроэнергии. Нормы подлежат  своевременной корректировке при изменении условий  производства.

 

16.3.3 Регулирование суточного графика нагрузки

 

Регулирование суточного графика нагрузки и снижение пиков в часы максимума энергосистемы также позволяют снизить потери электроэнергии. Регулирование суточных графиков нагрузки может осуществляться несколькими способами. В первую очередь необходимо выравнивать график за счет перевода наиболее энергоемкого  оборудования, работающего периодически, с часов максимума на другие часы суток. Таким оборудованием могут считаться, например, отдельные виды крупных станков, сварочные машины, компрессоры, насосы артезианских скважин,  испытательные и зарядные станции, холодильные

 

установки, мельницы, установки токов высокой частоты, отдельные виды элекротермического оборудования, пилорамы и др. С этой же целью целесообразно в часы максимумов  нагрузок энергосистемы провести на предприятиях текущие и профилактические ремонты технологического и энергетического оборудования, упорядочить работу  вспомогательных цехов для снижения их электрических нагрузок в  указанные часы, установить твердый график работы  вентиляционных установок и т.д. При выполнении мероприятий по отключению в часы максимумов соответствующего  оборудования следует учитывать влияние выключения данного оборудования на другие производственные процессы и на работу предприятия в целом.

Снижение нагрузки может достигаться путем  рассредоточения по времени пусков крупных электроприемников, создания запасов полуфабриката за счет интенсификации их производства вне часов максимума.

К мероприятиям по выравниванию суточных графиков относятся также смещение времени начала и окончания различных смен с целью совмещения с часами максимума нагрузки межсменных и обеденных перерывов на  предприятиях; введением третьей (ночной) смены для  энергоемкого оборудования; введение разных выходных дней для предприятий. Мероприятия по изменению режима работы связаны с изменением условий труда работников  предприятий, поэтому их осуществление может быть допущено только в крайних случаях.

Одним из путей снижения пиков нагрузки является использование на промышленных предприятиях  потребителей-регуляторов, т.е. такого электротехнологического  оборудования, которое может работать в режиме  регулирования в соответствии с потребностями энергосистемы. При этом получаемая в энергосистеме экономия средств может превышать дополнительные затраты  потребителя-регулятора.

 

16.3.4 Оптимизация режимов сети

 

Оптимизация режимов сети по U, Q,  используется в распределительных сетях с учетом специфики их работы. При этом в распределительных сетях, в которых нет  источников активной мощности, не требуется согласование с оптимизационным расчетом по активной мощности.

Как известно, в центрах питания (ЦП) сетей 6—10 и 35 кВ широко используется регулирование напряжения. Основной задачей регулирования напряжения в ЦП  является обеспечение допустимых отклонений напряжения у электроприемников, присоединенных к сетям 6—10 кВ и ниже. При этом, как правило, удается одновременно снизить и потери электроэнергии в сетях. Возможности  такого снижения увеличиваются при наличии в ЦП всех сетей 6—10 кВ трансформаторов с РПН.

В распределительных сетях повышение уровня  напряжения приводит не только к уменьшению потерь мощности, но и к росту потребляемой мощности нагрузок в  соответствии с их статическими характеристиками по напряжению. Поэтому для определения целесообразности повышения уровня напряжения в

 

распределительных сетях надо  анализировать его влияние на изменения потерь мощности в сети и потребление нагрузок. Кроме того, надо  учитывать и ущерб потребителей от низкого качества  напряжения.

 

16.3.5 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 380 В

 

К трехфазным сетям 380 В подключается большое количество однофазных электроприемников,  присоединяемых к одной фазе и нулевому проводу. Их подключение производится по возможности равномерно между фазами, однако токи фаз оказываются в той или иной степени неодинаковыми

Неравномерная нагрузка фаз не только увеличивает потери электроэнергии в фазах, но и создает дополнительные потери за счет прохождения тока по нулевому проводу.

Различают вероятностную несимметрию, имеющую  перемежающийся характер с большей загрузкой то одной, то другой фазы, и систематическую несимметрию, при которой неодинаковы средние значения нагрузок. Первый вид  несимметрии может быть устранен лишь специальными  устройствами с тиристорным управлением, переключающими часть нагрузок с перегруженной на недогруженную фазу. Систематическая  несимметрия может быть снижена путем периодического (1—2 раза в год) перераспределения нагрузок между фазами.

В распределительных сетях также остаются актуальными вопросы снижения расхода электроэнергии на собственные нужды и сокращения сроков ремонтов  электрооборудования.

 

16.3.6 Технические мероприятия по снижению потерь в распределительных сетях

 

Технические мероприятия по снижению потерь в распределительных сетях – это замена перегруженных и недогруженных трансформаторов, ввод трансформаторов с РПН, автоматическое регулирование коэффициентов, ввод БК и автоматическое регулирование их мощности.

Замена проводов на перегруженных линиях находит применение в основном в распределительных  электрических сетях 380 В и 6—10 кВ. Мероприятие  осуществляется преимущественно с целью повышения пропускной способности перегруженных линий, замены физически  изношенных проводов линий при их капитальном ремонте, замены стальных проводов на алюминиевые и сталеалюминиевые. Снижение потерь энергии при этом в  большинстве случаев является попутным эффектом.

Перевод электрических сетей на более высокое  номинальное напряжение применяется в основном для  повышения пропускной способности электрических сетей или их участков в тех случаях, когда нагрузка сетей достигла предельных для действующего номинального напряжения значений. При этом, как правило, уже не оправдываются реконструктивные технические мероприятия, так как они ведут к незначительному увеличению пропускной  способности сетей по сравнению с увеличением номинального  напряжения. Снижение потерь электроэнергии является  сопутствующим.

Глубокие вводы питающих линии на территории  предприятия и отпайки от проходящих линий электрической системы становятся основными способами питания  предприятий.

 

16.3.7 Экономически целесообразный режим работы трансформаторов

 

Экономически целесообразный режим работы  трансформаторов на подстанциях относится к эффективным  мероприятиям по снижению потерь электроэнергии.

На подстанциях, от которых питаются потребители I и II категорий надежности, а также на районных  подстанциях энергосистемы, как правило, устанавливаются два и более трансформаторов. При этом возможна их  раздельная и параллельная работа.

При раздельной работе каждый из трансформаторов включается на выделенную секцию шин. При этом  снижаются токи короткого замыкания за трансформаторами, что облегчает работу оборудования и коммутационных  аппаратов. Однако такой режим работы трансформаторов  менее экономичен по сравнению с режимом параллельной их работы.

Наиболее экономичный режим соответствует нагрузке трансформаторов, пропорциональной их номинальной  мощности. Экономическое распределение нагрузок между  параллельно работающими трансформаторами наступает в том случае, если их параметры одинаковы. К сожалению, на практике не удается достигнуть такого положения,  чтобы на каждой подстанции трансформаторы были  однотипными. Допускается параллельная работа разнотипных трансформаторов, если отношение их мощностей не более 1 : 3, напряжения короткого замыкания отличаются не  более чем на 10 %, напряжения ответвлений — не более чем на 0,5 % и группы соединений обмоток одинаковые. При этом нагрузка трансформаторов будет несколько  отличаться от экономической из-за появления уравнительных токов.

При минимумах суточного и годового графиков  нагрузок часть трансформаторов целесообразно отключить. При этом, если подстанция питает потребителей I категории, при отключении одного из трансформаторов должен быть  предусмотрен автоматический ввод резерва.

Потери мощности в трансформаторе ΔР_Т складываются из переменных потерь, зависящих от нагрузки  (потерь в обмотках трансформатора), и постоянных потерь, не зависящих от нагрузки (потерь в стали  трансформатора). При больших нагрузках потери мощности в обмотках намного больше потерь в стали трансформатора, а при малых нагрузках возможно обратное.

Рассмотрим подстанцию с k параллельно  работающими трансформаторами (однотипными). Потери мощности в k трансформаторах

 

                                              (16.5)

 

где ΔР_х — потери холостого хода трансформатора;

ΔР_к — потери короткого замыкания.

Изменяя S, строится зависимость =f(S) для разного числа работающих трансформаторов (рис. 16.1).

 

 

Рисунок 16.2 – Зависимость потерь мощности от нагрузки и числа

трансформаторов

 

Из графика видно, что при изменении нагрузки от нуля до S₁ целесообразна работа одного трансформатора. При  нагрузке в пределах от S₁ до S₂ экономически выгодна  работа двух трансформаторов. При увеличении нагрузки сверх S₂ следует включить третий трансформатор.

Нагрузка S, при которой целесообразно отключать один из трансформаторов, определяется условием  равенства потерь мощности при k и k-1 трансформаторах.  Потери для k-1 трансформаторов

 

 ,                                    (16.6)

 

Граница интервалов находится как точка пересечения кривых для k и k—1 трансформаторов. Граничная мощность:

 

 ,                                            (16.7)

Условие включения k+l трансформаторов запишется аналогично:

 

 ,                                         (16.8)

 

Подставляя в (16.7) и (16.8) вместо k последовательно снижаемые на единицу значения, получается ряд значений S, при которых целесообразно отключение очередного  трансформатора. Как правило, подстанции являются двухтрансформаторными, в связи с чем определяется лишь одно значение, при котором целесообразно отключение одного из двух трансформаторов.

При k разнотипных трансформаторах для определения программы их отключения при снижении нагрузки  производят расчеты потерь мощности в трансформаторах при  заданных значениях нагрузки для случаев работы всех трансформаторов и отключении каждого из них поочередно.

 

16.3.8 Размыкание контуров в питающих и распределительных сетях

 

При отсутствии линейных регуляторов (ЛР) (на их установку требуются значительные  капиталовложения) для снижения потерь электроэнергии возможно принудительное изменение потокораспределения путем размыкания замкнутой питающей или  распределительной сети. В данном случае необходимо определить, в каком месте следует размыкать сеть, чтобы потери активной  мощности были минимальны. В питающих сетях недостатком такого мероприятия является понижение надежности. Поэтому предварительно надо решить вопрос о допустимости такого размыкания с точки зрения надежности  электроснабжения и режимов напряжения.

Размыкание сети производится в точках потокораздела,  полученных при расчете. Иногда точки раздела получаются различными для активной и реактивной  мощностей. В этом случае необходимо сравнить потери при  размыкании в каждой из них и выбрать наилучшую.

Если элементы рассматриваемого контура не входят в другие контуры (например, две части системы связаны линиями 500 и 220 кВ, работающими параллельно), то можно не определять экономическое распределение. В этом случае проводят несколько расчетов при различных точках размыкания и выбирают вариант с меньшими потерями.

Переключения в схеме 110 кВ и выше могут  осуществляться в связи с сезонными изменениями нагрузки, а также при выводе некоторых линий и генераторов в ремонт. В этом случае могут возникнуть различные варианты питания  потребителей по оставшимся в работе элементам. Наилучший вариант выбирается исходя из сравнения потерь  электроэнергии, вычисленных при различных вариантах питания потребителей. Эксплуатация распределительных сетей 35 кВ и ниже осуществляется, как правило, по разомкнутым  схемам. Для обеспечения надежного и бесперебойного  электроснабжения предусматривается резервирование  распределительных линий с помощью резервных перемычек и средств автоматики Для этих сетей очень важна задача выбора  оптимальных точек размыкания сети.

Для осуществления экономичных разомкнутых режимов распределительной сети с наименьшими потерями  ежегодно, до наступления осенне-зимнего максимума нагрузки, или даже несколько раз в год персоналом электросети  разрабатывается так называемая нормальная схема эксплуатации с четко определенными точками размыкания контуров и  условиями работы устройств релейной защиты и автоматики.

К изменениям схем сети относится и строительство  новых линий и подстанций. Ввод в эксплуатацию новых линий и подстанций осуществляется с целью разгрузки  существующих сетей или присоединения к энергосистеме новых потребителей электроэнергии. Снижение потерь в сетях при этом является, как правило, сопутствующим эффектом.

Умение правильно рассчитать потери во всех звеньях системы электроснабжения, выявить определяющие их составляющие и установить основные направления по снижению потерь и экономии электроэнергии - основное условие правильного проектирования и эксплуатации электрической сети.

В данном дипломном проекте определены потери мощности и электроэнергии в ЛЭП (таблицы 9.5, 9.6 и 11.6), трансформаторах ГПП (раздел 8) и ЦТП (таблица 6.2).

Из таблиц 9.5 и 9.6 очевидно, что потери мощности, а, следовательно, и электрической энергии в кабельных линиях варианта 1 больше, чем во 2-м варианте. Снижение потерь достигнуто уменьшением длины сетей 10 кВ, за счет более правильного выбора места расположения ГПП (ближе к ЦЭН).

С целью снижения потерь электроэнергии в системе электроснабжения предприятия используется компенсация реактивной мощности высоковольтными синхронными двигателями. Также с этой целью использованы устройства РПН на трансформаторах ГПП.

 

 

Список использованных источников

 

1 Правила устройства электроустановок. Изд. 6. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. – 928 с.

2 НТП ЭПП-94 Проектирование электроснабжения промышленных предприятий, 1-я редакция. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1994.

3 Абрамова Е. Я., Алешина С. К., Чиндяскин В. И. Проектирование понижающих подстанций 35-220/6-10 кВ электропитающих систем. ГОУ ОГУ. – Оренбург, 2005. – 89с.

4  Рожкова Л.Д. , Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.

5 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочнае материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6  РТМ 36.18.32.4 – 92 Указания по расчету электрических нагрузок.

7 Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов/В.А. Андреев. – 6-е изд., стер. –  М.: Высш. шк., 2008. – 639 с.

8 Нелюбов В. М. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий, методические указания по дипломному проектированию. – О.: ИПК ОГУ, 1999. - 29 с.

9 Федоров А. А., Ристхейн Э. М. Электроснабжение промышленных предприятий.  М.: Энергия, 1981.  360 с.

10 ГОСТ 14209-97 Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.

11 Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 240 с.

12  www.electroshield.ru – сайт ЗАО «Электрощит».

13 Руководство по эксплуатации микропроцессорного устройства защиты электродвигателя «Сириус- 21-Д».

14 Рекомендации по выбору уставок устройств защиты трансформаторов «Сириус-Т» и «Сириус- Т3».

15 www.elaparat.ru - сайт производитель реле.

16 СН 2.2.4/2.1.8.562 – 96 Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки.

17 Методические указания по выполнению расчетно-графического задания по курсу «Защита территорий и населения от чрезвычайных ситуаций» для студентов всех специальностей. Красноярск 2003.

18 Правилами пожарной безопасности ППБ 01-03" от 30.06.2003г.

19 СН 2.2.4/2.1.8.566 – 96 Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий.

20  www.rza.ru - сайт ЗАО «Радиус Автоматика» г. Москва (производитель средств релейной защиты и автоматики).

21  www.lez.ru – сайт Ленинградского электромашиностроительного завода.

 

22 Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие/ Том.политехн.ун-т. – Томск, 2005. – 168 с.

23 www.energygroup.com.ru – сайт компании, выпускающей разъединители.

24 www.bester54.ru – ООО «Бестер».

25 www.tdtransformator.ru -сайт торгового дома «Трансформатор».

26www.kompelt.ru – сайт электротехнической компании «Оникс».

27 www.terma-energo.ru - сайт компании ООО «ТЕРМА-ЭНЕРГО».

28 www.forca.ru - сайт компании «Форса».

29 www.izmerenie.ru - сайт компании «Эльстер Метроника».

30. www.ea.spb.ru (сайт РАО «Электроаппарат» г. Санкт-Петербург).

31 Кудрин Б.И., Чиндяскин В. И., Абрамова Е. Я. Электроснабжение промышленных предприятий.: Методическое пособие для  к курсовому проекту по ЭПП.. 

32 СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения.

33 www.kontaktor.ru. – сайт компании «Контактор».

34 Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. - М.: НУ ЭНАС, 2002. - 280с.

35 Железко Ю.С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество

электроэнергии. - М.: НУ ЭНАС, 2009. - 456с.

36 Киреева Э.А. Автоматизация и экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения: Справочные материалы и примеры расчетов. – М.:  Энергоатомиздат, 1998. -320с.

 

 

 

Заключение

 

В дипломном проекте произведён расчет электроснабжения предприятия черной металлургии.

Выбрано питающее напряжение 110/10/0,4 кВ, рассчитана питающая распределительная сеть, выбраны трансформаторы, главная схема электрических соединений. Произведены расчеты следующих разделов:

-определение расчетных нагрузок предприятия;

- выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП 10/0,4 кВ и их проверка;

- выбор и проверка трансформаторов ГПП 110/10 кВ;

- компенсация реактивной мощности;

- проектирование вариантов и расчет сети 10 кВ;

- технико-экономическое сравнение вариантов сети 10 кВ;

- выбор и обоснование главной схемы электрических соединений;

- расчет токов КЗ;

- выбор и проверка оборудования со стороны высокого напряжения;

- выбор и проверка оборудования со стороны низкого напряжения;

- релейная защита;

- расчёт грозозащиты подстанции;

- расчёт заземления;

Рассмотрены вопросы безопасности труда, улучшения качества электроэнергии, управления, измерений и сигнализации в системе электроснабжения предприятия.

Все выбранные аппараты отвечают техническим требованиям в соответствии с ПУЭ, а также требованиям техники безопасности.

 

 

Приложение А Исходные данные

 

Мощность системы 1300 МВА.

Реактивное сопротивление системы на  стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы 0,8.

Расстояние от подстанции до энергосистемы 7,6 км.

 

Таблица A.1 – Ведомость электрических нагрузок завода

 

№ по плану	Наименование цеха	Установленная мощность, кВт
1	Склад сырья	100
2	Бытовые помещения	400
3	Заводоуправление	350
4	Гараж	180
5	Материальный склад	70
6	Склад готовой продукции	250
7	Деревообрабатывающий цех	380
8	Компрессорная Компрессорная (10 кВ)	400 6300
9	Насосная Насосная (10 кВ)	700 8000
10	Цех холодного проката Цех холодного проката (10 кВ)	10000 13500
11	Цех горячего проката Цех горячего проката (10 кВ)	9000 9600
12	Доменный цех Доменный цех (10 кВ)	12000 5440
13	Мартеновский цех Мартеновский цех (10 кВ)	3200 2720
14	РМЦ	-

 

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 

Скачать:  diplom-elektrosnabzhenie.rar