Физика: Электроснабжение механического завода местной промышленности, Дипломная работа

Таблица 2. Расчетные максимумы цехов.

№		Наименование цеха		Pн	cosf	tgf		kc	P'm		Q'm		F	σ	Ксо	tgfо	Ро	Qо	Р∑	Q∑	S∑	ΔРт	ΔQт	Рм	Qм	Sм
1		Склад сульфата		200	0,6	1,33		0,5	100		133,333		812,3	5,3	0,8	0,48	3,444	1,7	103,4	135	170,1	3,401	17	106,85	151,99	185,79
2		Тушильная станция		1600	0,65	1,17		0,4	640		748,243		21005,7	5,3	0,9	0,48	100,2	48	740,2	796	1087	21,74	109	761,94	905,06	1183,1
3		Насоная конденсата№1		1100	0,85	0,62		0,85	935		579,7		676,87	4,5	0,8	0,48	2,437	1,2	937,4	581	1103	22,06	110	959,49	691,15	1182,5
4		Главный корпус		5500	0,9	0,48		0,9	4950		2397,39		4738,1	5,3	0,9	0,48	22,6	11	4973	2408	5525	110,5	553	5083,1	2960,7	5882,5
5		Углеподготовка№1		3000	0,8	0,75		0,6	1800		1350		1195,81	5,4	0,9	0,48	5,812	2,8	1806	1353	2256	45,13	226	1850,9	1578,4	2432,6
6		Градирня		1280	0,7	1,02		0,5	640		652,931		508,3	5,68	0,9	0,48	2,598	1,2	642,6	654	917	18,34	91,7	660,94	745,88	996,58
7		Сушильное отделение		1090	0,82	0,7		0,6	654		456,495		2572,12	4,5	0,8	0,48	9,26	4,4	663,3	461	807,7	16,15	80,8	679,41	541,71	868,94
8		Очистные сооружения		400	0,8	0,75		0,6	240		180		2256,25	3	0,8	0,48	5,415	2,6	245,4	183	305,9	6,118	30,6	251,53	213,19	329,72
9		РМЦ		1100	0,6	1,33		0,4	440		586,667		3068,5	6,7	0,85	0,48	17,48	8,4	457,5	595	750,6	15,01	75,1	472,49	670,11	819,94
10		Обесфеноливающее отделение		1235	0,85	0,62		0,85	1049,75		650,577		1489,1	4,5	0,85	0,48	5,696	2,7	1055	653	1241	24,83	124	1080,3	777,44	1330,9
11		Градирня		1170	0,7	1,02		0,5	585		596,819		1489,12	5,68	0,9	0,48	7,612	3,7	592,6	600	843,7	16,87	84,4	609,49	684,84	916,78
12		Склад угля		1290	0,85	0,62		0,6	774		479,682		733,9	5,3	1	0,48	3,89	1,9	777,9	482	914,9	18,3	91,5	796,19	573,04	980,96
13		Насосная конденсата№2		1130	0,85	0,62		0,85	960,5		595,264		812,3	4,5	0,8	0,48	2,924	1,4	963,4	597	1133	22,66	113	986,09	709,99	1215,1
14		Угольная башня		1410	0,7	1,02		0,5	705		719,244		812,25	5,4	0,95	0,48	4,167	2	709,2	721	1011	20,23	101	729,4	822,39	1099,2
15		Насосная серной кислоты		300	0,85	0,62		0,85	255		158,035		1579,4	4,5	0,8	0,48	5,686	2,7	260,7	161	306,3	6,125	30,6	266,81	191,39	328,36
16		Насосная конденсата№3		470	0,85	0,62		0,85	399,5		247,588		789,7	4,5	0,8	0,48	2,843	1,4	402,3	249	473,1	9,463	47,3	411,81	296,27	507,3
17		Мастерские		400	0,6	1,33		0,4	160		213,333		508,3	6,7	0,85	0,48	2,895	1,4	162,9	215	269,5	5,39	27	168,29	241,67	294,49
18		Известковое отделение		350	0,75	0,88		0,7	245		216,07		1219,8	4	0,85	0,48	4,147	2	249,1	218	331,1	6,622	33,1	255,77	251,17	358,47
19		Машинный зал		890	0,6	1,33		0,5	445		593,333		1263,5	4,5	0,85	0,48	4,833	2,3	449,8	596	746,4	14,93	74,6	464,76	670,3	815,66
20		Бункеры промышленной продукции		430	0,6	1,33		0,4	172		229,333		1759,9	3,5	0,9	0,48	5,544	2,7	177,5	232	292,1	5,843	29,2	183,39	261,21	319,16
21		Бензольное отделение		1330	0,5	1,73		0,6	798		1382,18		1353,8	4	0,85	0,48	4,603	2,2	802,6	1384	1600	32	160	834,61	1544,4	1755,5
22		Пульпонасосная		370	0,8	0,75		0,6	222		166,5		394,3	4,5	0,8	0,48	1,419	0,7	223,4	167	279	5,581	27,9	229	195,09	300,83
23		Насосная фенольных вод		250	0,8	0,75		0,6	150		112,5		1917,8	4,5	0,8	0,48	6,904	3,3	156,9	116	195	3,9	19,5	160,8	135,32	210,16
24		Углеподготовка№2		2000	0,8	0,75		0,6	1200		900		1083	5,4	0,9	0,48	5,263	2,5	1205	903	1506	30,11	151	1235,4	1053,1	1623,3
25		Коксосортировка		530	0,8	0,75		0,7	371		278,25		2053,2	6,7	0,95	0,48	13,07	6,3	384,1	285	478	9,56	47,8	393,63	332,32	515,15
26		Сульфатное отделение		560	0,85	0,62		0,85	476		294,998		3158,8	4,5	0,85	0,48	12,08	5,8	488,1	301	573,3	11,47	57,3	499,55	358,13	614,66
27		Итого		29385					19366,8		14918,5		59252,1											16131	13006	20721
			Приемники 6 кВ
	3		Насосная конденсата№1(6кв)				3332			2064,99
	5		Углеподготовка№1(6кв)				2880			2160
	13		Насосная конденсата№2(6кв)				3166,25			1962,27
	19		Машинный зал				1250			1666,67
	22		Пульпонасосная(6кв)				624			468
	24		Углеподготовка№2(6кв)				1614			1210,5

4. Построение графиков электрических нагрузок

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

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

По данным табл. 3 построим суточный график нагрузки .

Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах

t, ч	%	Si, кВА	Qраб, %	Qраб, кВар	Sраб, кВА	Рвых, %	Рвых, кВт
1	93	29202,4	100	6251,31	21755,2	14	2980,88
2	93	29202,4	95	5939,2	19671,9	14	2980,88
3	96	30144,4	98	6095,3	21710,9	14	2980,88
4	96	30144,4	88	5470,2	16557,9	14	2980,88
5	96	30144,4	90	5628,2	11841,9	14	2980,88
6	90	28260,4	90	5628,2	11841,9	14	2980,88
7	85	26690,3	82	5157,1	15471,2	14	2980,88
8	80	25120,3	85	5314,1	16179,02	12	2694
9	79	24806,3	88	5470,2	17050,5	12	2694
10	75	23550,3	80	5001,1	15419,9	12	2694
11	77	24178,3	82	5157,1	15963,4	12	2694
12	80	25120,3	80	5001,1	14438,4	12	2694
13	82	25748,3	75	4688,9	13352,9	12	2694
14	85	26690,3	73	4583,9	12343,6	12	2694
15	88	27632,4	80	5001,1	15419,9	12	2694
16	90	28260,4	84	5314,1	16506,98	12	2694
17	92	28888,4	90	5628,2	17101,9	12	2694
18	90	28260,4	85	5314,1	16506,98	12	2694
19	96	30144,4	83	5209,1	16144,8	12	2694
20	100	31400,4	82	5157,1	15510,6	12	2694
21	100	31400,4	80	5001,1	13465,7	14	2980,88
22	98	30772,4	70	4375,9	13904,1	14	2980,88
23	95	29830,4	78	4845,1	15041,3	14	2980,88
24	93	29202,4	90	5628,2	21584,4	14	2980,88

Рисунок - Суточный график электрических нагрузок

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

Для построения годового графика электрических нагрузок используется суточный график.

Рассчитаем число часов использования максимальной нагрузки Т_max.

Суточный расход активной энергии рабочего дня зимой.

 кВт×ч

Суточный расход активной энергии рабочего дня летом.

 кВт×ч

Годовой расход активной энергии.

 

 ч.  ч.

 кВт×ч

Определим число часов использования максимальной нагрузки.

  ч.

Рисунок – Годовой график электрических нагрузок.

5. Определения центра электрических нагрузок

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

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

,

где m – масштабный коэффициент.

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

Координаты ЦЭН находятся по:

; ;

Результаты расчетов сведены в табл. 4.

По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок.

Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок.

№цеха	Uн, кВ	Рм, кВт	Ро, кВт	Хi. Мм	Yi, мм	r i, мм	α, град	Рм Хi	Рм Yi
1	0,4	106,845	3,44415	145	83	5,8318	11,6	15492,6	8868,17
2		761,941	100,197	80	16	15,573	47,34	60955,3	12191,1
3		959,493	2,43673	140	45	17,476	0,914	134329	43177,2
4		5083,1	22,6007	53	36	40,224	1,601	269404	182992
5		1850,94	5,81164	130	74	24,273	1,13	240622	136969
6		660,938	2,59843	120	59	14,505	1,415	79312,6	38995,4
7		679,414	9,25963	117	46	14,706	4,906	79491,4	31253
8		251,533	5,415	117	36	8,9479	7,75	29429,3	9055,18
9		472,487	17,4751	116	26	12,264	13,31	54808,5	12284,7
10		1080,27	5,69581	86	79	18,543	1,898	92903,3	85341,4
11		609,486	7,61238	90	36	13,929	4,496	54853,7	21941,5
12		796,187	3,88967	82	74	15,92	1,759	65287,4	58917,9
13		986,089	2,92428	64	83	17,717	1,068	63109,7	81845,4
14		729,397	4,16684	71	56	15,237	2,057	51787,2	40846,2
15		266,811	5,68584	75	47	9,2157	7,672	20010,8	12540,1
16		411,806	2,84292	74	24	11,449	2,485	30473,6	9883,34
17		168,285	2,89477	54	45	7,3189	6,193	9087,4	7572,83
18		255,769	4,14732	143	36	9,023	5,837	36575	9207,69
19		464,761	4,83289	60	25	12,163	3,743	27885,7	11619
20		183,386	5,54369	41	51	7,6403	10,88	7518,84	9352,71
21		834,607	4,60292	21	59	16,299	1,985	17526,8	49241,8
22		229	1,41948	36	22	8,5377	2,231	8244,01	5038,01
23		160,804	6,90408	30	78	7,1544	15,46	4824,13	12542,7
24		1235,38	5,26338	8	64	19,83	1,534	9883,02	79064,2
25		393,628	13,0686	10	54	11,194	11,95	3936,28	21255,9
26		499,549	12,0824	19	35	12,61	8,707	9491,43	17484,2

3	6	3332	-	140	44	32,567		466480	146608
5		2880	-	130	16	30,278		374400	46080
13		3166,25	-	64	7	31,747		202640	22163,8
19		1250	-	60	65	19,947		75000	81250
22		624	-	36	68	14,093		22464	42432
24		1614	-	8	25	22,666		12912	40350

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

Выбор рационального напряжения

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

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

 (2.9.1)

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

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

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

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

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

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

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

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

 

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

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

Сравнение производят для следующей схемы:

Рис. 8. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

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

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:

 (2.9.3)

где К_Л — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; К_Л0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; К_ОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

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

Находят К_Л110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

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

 (2.9.4)

 (2.9.5)

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для коксохимического завода : Т_ма = 6000-8000 ч., Т_мр = 7662ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

 (2.9.6)

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

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

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

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

 (2.9.7)

 (2.9.8)

 (2.9.9)

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

 

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

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

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

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле (1.1.6):
 

Находят К_ОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

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

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

 (2.9.10)

Определяют мощность одного трансформатора:

 (2.9.11)

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 25000/110 [8] (S_ном = 25 МВА; U_вн = 115 кВ; U_нн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; P_х = 25 кВт; P_к = 120 кВт; U_к = 10,5%; I_х = 0,65%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

 (2.9.12)

Коэффициент максимума:

 (2.9.13)

Коэффициент перегрузки:

 (2.9.14)

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

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

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

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

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле (1.1.6):

Затем определяют К_В110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6].

().

Его стоимость равна

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

Отсюда, по формуле (1.1.6):

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

Определяют К_Р110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20].

().

Его стоимость равна

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

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

Отсюда, по формуле (1.1.6):

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

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ К_ОБ110, определяются по формуле:

 (2.9.15)

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

Находят К_Л35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

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

 

 

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для коксохимического завода : Т_ма = 6000-8000 ч., Т_мр = 7662ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

 

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

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

 (2.9.16)

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

;

.

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Как известно, для коксохимического завода : Т_ма = 6000-8000 ч., Т_мр = 7662ч. [10]. Следовательно j_эк = 1 А/мм² [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

 

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

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

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

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

 

 

 

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

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

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

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

Находят К_ОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

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

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

 

Определяют мощность одного трансформатора по формуле (2.9.11):

 

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

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (2.9.12):

 

Коэффициент максимума по формуле (2.9.13):

 

Коэффициент перегрузки по формуле (2.9.14):

 

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

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

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

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

Затем находят К_В35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6].

().

Его стоимость равна

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

Определяют К_Р35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].

().

Его стоимость равна

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

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ К_ОБ35 по формуле (2.9.15), равны:

 

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

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

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

, а для линии 110 кВ -

 

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

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

с_Э — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина с_Э в общем случае зависит от t .

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

На современном этапе принимают .

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

.

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

.

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

 

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

DP_X и DP_K — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: DP_Х = 25 кВт; DP_К = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: DP_Х = 27 кВт; DP_К = 120 кВт.

c_Эх и c_Эк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают c_Эх = c_Эк = 50 коп./кВт×ч.

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

S_n — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А.

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

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

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

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

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

·  приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:

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

 (2.9.17)

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

 (2.9.18)

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

Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности

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

 

а) б)

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

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

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.

Расчет надежности

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

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

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

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

 

а) б)

Рис. 10. Блок-схемы расчета надежности

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

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

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

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

Таблица 10

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	wа, (1/год)	Т х 10-3, (год)	wр, (1/год)	tр х 10-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7, 9, 11	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 8	Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 10	Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины	0,011	0,913	1,00	2,28
6, 12	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
13, 14, 15, 16	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
17, 18, 19, 20	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: ·  вероятность отказа ·  вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1.  Определяют показатели аварийных отключений вводов

().

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

 (2.9.19)

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

 (2.9.20)

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

 (2.9.21)

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

(2.9.22)

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

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

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

 (2.9.23)

 (2.9.24)

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

 (2.9.25)

 (2.9.26)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

 (2.9.27)

 (2.9.28)

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

 (2.9.29)

 (2.9.30)

4. Показатели полных отключений вводов ().

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

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

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

 (2.9.31)

 (2.9.32)

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

 (2.9.33)

 (2.9.34)

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

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

 (2.9.35)

 (2.9.36)

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

 (2.9.37)

 (2.9.38)

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

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

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

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

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

 (2.9.39)

 (2.9.40)

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

 (2.9.41)

 (2.9.42)

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

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

 (2.9.43)

 (2.9.44)

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

 (2.9.45)

 (2.9.46)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

 (2.9.47)

 (2.9.48)

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

 (2.9.49)

 (2.9.50)

Показатели полных отключений ввода ().

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

 

 

 

 

10. Показатели полных отключений секций шин ().

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

 

 

 

 

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

 (2.9.51)

 (2.9.52)

Полное отключение ТП происходит при:

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

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

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

·  отказе обоих источников питания.

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

 (2.9.53)

 (2.9.54)

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

 (2.9.55)

 (2.9.56)

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

 (2.9.57)

 (2.9.58)

 (2.9.59)

 (2.9.60)

14. Отказы любого вида ():

 (2.9.61)

 (2.9.62)

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

 (2.9.63)

 (2.9.64)

Результаты расчета сведены в таблицу 11.

Таблица 11

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

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,534	0,429	0,586	0,026×10-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,017	8,41	0,983	0,016×10-3
Любое нарушение ЭС	0,551	0,077	0,576	0,042×10-3

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

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 12.

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

Таблица 12

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	wа, (1/год)	Т х 10-3, (год)	wр, (1/год)	tр х 10-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 6	Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 8	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
9, 10, 11, 12	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
13, 14, 15, 16	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: ·  вероятность отказа ·  вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

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

 (2.9.65)

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

 (2.9.66)

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

 (2.9.67)

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

 (2.9.68)

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

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

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

 (2.9.69)

 (2.9.70)

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

 (2.9.71)

 (2.9.72)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

 (2.9.73)

 (2.9.74)

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

 (2.9.75)

 (2.9.76)

4. Показатели полных отключений вводов ().

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

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

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

 (2.9.77)

 (2.9.78)

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

 (2.9.79)

 (2.9.80)

5. Показатели полных отключений секций шин ().

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

 (2.9.81)

 (2.9.82)

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

 (2.9.83)

 (2.9.84)

Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

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

 

а время восстановления

 

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

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

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

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

,

 .

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

 (2.9.85)

 (2.9.86)

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

 (2.9.87)

 (2.9.88)

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

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

 (2.9.89)

 (2.9.90)

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

 (2.9.91)

 (2.9.92)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

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

 (2.9.93)

 (2.9.94)

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

 (2.9.95)

 (2.9.96)

9. Показатели полных отключений ввода ().

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

 

 

 

 

10. Показатели полных отключений секций шин ().

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

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

 (2.9.97)

 (2.9.98)

Полное отключение ТП происходит при:

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

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

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

·  отказе обоих источников питания.

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

 (2.9.99)

 (2.9.100)

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

 (2.9.101)

 (2.9.102)

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

 (2.9.103)

 (2.9.104)

 (2.9.105)

 (2.9.106)

14. Отказы любого вида ():

 (2.9.107)

 (2.9.108)

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

 (2.9.109)

 (2.9.110)

Результаты расчета представлены в таблице 13.

 

Таблица 13

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

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,384	0,464	0,681	0,02×10-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,0095	7,499	0,991	0,008×10-3
Любое нарушение ЭС	0,394	0,631	0,674	0,028×10-3

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

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

Среднегодовой ожидаемый ущерб

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

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

 

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

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

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

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

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

Технико-экономический расчет

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения

Рис. 11. Схема РУ НН

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

 

Компенсация реактивной мощности

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

В дипломном проектировании Q_экон рассчитывается по формуле, где tg_ном находится из выражения:

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

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

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

Q_экон. = Р_р· tgf_э =16384.46. ·0,625=10240.3 кВар,

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

 14707,8- 10240.3 = 4467.5кВар; (18)

Полная мощность предприятия будет равна:

31724,8 кВА . (19)

 

6. Выбор системы питания

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

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

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

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

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

6.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

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

-  Обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

-  Учитывать перспективу развития;

-  Допускать возможность поэтапного расширения;

-  Учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

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

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

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

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

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

3.  Схемы с выключением на стороне высокого напряжения.

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

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

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

К – капиталовложения в электроустановку, руб.

И – годовые издержки производства, руб/год.

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

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

Вариант 2 Схема «Выключатель» рис. 7.

Вариант 1.

Капиталовложения

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

 

К_раз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Короткозамыкатель КЗ-110У-У1(Т1)

 

К_КЗ = 10,6 тыс. руб. согласно [7].

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

К_КК = 11,3 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Вариант 2.

Капиталовложения ВВЭ-110Б-16/1000 УХЛ1

К_В = 90 тыс. руб. согласно [7]

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

К_раз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Суммарные капиталовложения:

 тыс. руб.

2. Издержки на амортизацию и обслуживание.

где Р_а – амортизационное отчисление, руб.

Р₀ – затраты на электроэнергию, руб.

Р_Р – расходы на эксплуатацию, руб.

Вариант 1

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

3. Полные приведенные затраты

Вариант 1.

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

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

6.2 Выбор трансформаторов ППЭ

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

По суточному графику определяем среднеквадратичную мощность

  кВА

Намечаемая мощность трансформатора

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

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

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

Определяется коэффициент первоначальной загрузки.

 

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

 

Определяем коэффициент загрузки в ПАР

 

Сравним значение  и К_М. Так как , то принимается

По табл. 2 [4] находим К_{2 доп}

Для n=21 и К = 0,564 К_{2 доп} = 1,4

К₂ =1,15 < К_{2 доп} = 1,4 следовательно трансформаторы ТРДН-25000/110 удовлетворяют условиям выбора.

Для ТРДН-25000/110:

DР_Р = 120 кВт; DР_ХХ = 25 кВт; I_ХХ% = 0,65%; U_КЗ% = 10,5%

6.3 Выбор ВЛЭП

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

Для трансформатора ТРДН-25000/110

DР_Р = 120 кВт; DР_ХХ = 25 кВт; I_ХХ% = 0,65%; U_КЗ% = 10,5%

Потери в трансформаторе:

;

 кВт;

 кВар.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах

Принимаются к установке провода марки АС.

Расчетный ток в ПАР

  А

Расчетный ток в нормальном режиме.

  А

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

Проверяется выбранное сечение провода по экономической плотности тока:

где I_Р – расчетный ток в нормальном режиме.

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

 мм²

Выбираем F_Р = 95 мм² с I_доп = 330 А по табл. 1.3.29 [5].

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

Проверка по потерям напряжения:

Потери напряжения в линии.

,

где ,  кВт

,  кВар

Сопротивление линии:

 Ом

 Ом

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

7. Выбор системы распределения

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

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1.Выбор рационального напряжения системы распределения.

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

3.Выбор схемы РУ НН ППЭ.

4.Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

7.1 Выбор рационального напряжения распределения

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

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

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

Суммарная мощность 6 кВ

  кВА

 

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

7.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП

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

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

Число трансформаторов в цехе определяются по:

где S_СМ – сменная нагрузка цеха;

S_Н.Т. – номинальная мощность трансформатора, кВА

r - экономически целесообразный коэффициент загрузки.

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

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

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

Коэффициент максимума для определения средней нагрузки за смену находим по:

Средняя нагрузка за смену равна:

 

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

Мощность компенсации:

Средняя реактивная мощность заводского цеха определяется из выражения:

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

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

Цеховые трансформаторы выбираются по S_СМ с учетом S_уд

Удельная мощность цеха:

где F – площадь объекта, м²

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

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

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

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

Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам :

 кВт  кВар

Определяем полную мощность .

кВА

Поскольку  < 200¸250 кВА, то на этом объекте КТП не предусматривается, а ЭП будут запитаны с шин ТП ближайшего цеха по кабельной ЛЭП.

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

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

где Q_Э – реактивная мощность, 1000 В)

Q_a – мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6кВ

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

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

 - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Таблица 5.

№	РМ, кВт	QМ, кВар	КС	КИ	КМ	РСМ, кВт	QСМ, кВар	, кВА
1	106,85	151,993	0,5	0,45	1,11	96,1609	136,794	167,211
2	761,94	905,0594	0,4	0,3	1,33	571,456	678,795	887,313
3	959,49	691,151	0,85	0,8	1,06	903,052	650,495	1112,95
4	5083,1	2960,75	0,9	0,9	1	5083,1	2960,75	5882,51
5	1850,9	1578,422	0,6	0,5	1,2	1542,45	1315,35	2027,14
6	660,94	745,8774	0,5	0,45	1,11	594,845	671,29	896,922
7	679,41	541,7094	0,6	0,5	1,2	566,178	451,424	724,114
8	251,53	213,1886	0,6	0,5	1,2	209,611	177,657	274,77
9	472,49	670,1129	0,4	0,3	1,33	354,365	502,585	614,952
10	1080,3	777,4388	0,85	0,8	1,06	1016,73	731,707	1252,65
11	609,49	684,839	0,5	0,45	1,11	548,537	616,355	825,098
12	796,19	573,037	0,6	0,5	1,2	663,489	477,531	817,468
13	986,09	709,9906	0,85	0,8	1,06	928,084	668,226	1143,62
14	729,4	822,3929	0,5	0,45	1,11	656,457	740,154	989,325
15	266,81	191,3912	0,85	0,8	1,06	251,116	180,133	309,043
16	411,81	296,266	0,85	0,8	1,06	387,582	278,839	477,463
17	168,29	241,6747	0,4	0,3	1,33	126,214	181,256	220,87
18	255,77	251,17	0,7	0,65	1,08	237,5	233,229	332,87
19	464,76	670,2958	0,5	0,45	1,11	418,285	603,266	734,093
20	183,39	261,2078	0,4	0,3	1,33	137,54	195,906	239,366
21	834,61	1544,408	0,6	0,5	1,2	695,506	1287,01	1462,91
22	229	195,0858	0,6	0,5	1,2	190,834	162,572	250,693
23	160,8	135,3157	0,6	0,5	1,2	134,004	112,763	175,136
24	1235,4	1053,099	0,6	0,5	1,2	1029,48	877,583	1352,77
25	393,63	332,3206	0,7	0,65	1,08	365,512	308,583	478,354
26	499,55	358,1306	0,85	0,8	1,06	470,164	337,064	578,503

 кВар;  кВар

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

Таблица 6.

№	Pсм	QСМ, кВар	QМ, кВар	QКi, кВар	Qsi станд, кВар	, кВА	Число КТП, Число и мощность тр-ров	КМ	КМ
1	96,1609	136,794	151,993	52,207	-	167,211		1,11	0,55
2	571,456	678,795	905,0594	310,873	150	887,313	1КТП 2х250	1,33	0,66
3	903,052	650,495	691,151	237,399	200	1112,95	2КТП 2х630	1,06	0,53
4	5083,1	2960,75	2960,75	1016,97	250	5882,51	3КТП 2х2500	1	0,5
5	1542,45	1315,35	1578,422	542,161	250	2027,14	4КТП 2х630	1,2	0,6
6	594,845	671,29	745,8774	256,196	100	896,922	5КТП 2х250	1,11	0,55
7	566,178	451,424	541,7094	186,068	-	724,114	6КТП 2х250	1,2	0,6
8	209,611	177,657	213,1886	73,2267	-	274,77	7КТП 1х250	1,2	0,6
9	354,365	502,585	670,1129	230,172	240	614,952	8КТП 1х630	1,33	0,66
10	1016,73	731,707	777,4388	267,037		1252,65	9КТП 2х630	1,06	0,53
11	548,537	616,355	684,839	235,231	250	825,098	10КТП 2х250	1,11	0,55
12	663,489	477,531	573,037	302,061	150	817,468	11КТП 2х250	1,2	0,6
13	928,084	668,226	709,9906	374,252	150	1143,62	12КТП 2х630	1,06	0,53
14	656,457	740,154	822,3929	433,502	240	989,325	13КТП 2х250	1,11	0,55
15	251,116	180,133	191,3912	100,887	-	309,043	14КТП 2х160	1,06	0,53
16	387,582	278,839	296,266	156,169	-	477,463	15КТП2х160	1,06	0,53
17	126,214	181,256	241,6747	127,392	–	291,4	16КТП2х250	1,33	0,66
18	237,5	233,229	251,17	132,397	-	332,87	17КТП 2х160	1,08	0,54
19	418,285	603,266	670,2958	353,328	150	734,093	18КТП2х250	1,11	0,55
20	137,54	195,906	261,2078	137,7	–	315,8	19КТП2х250	1,33	0,66
21	695,506	1287,01	1544,408	814,092	250	1462,91	20КТП 2х630	1,2	0,6
22	190,834	162,572	195,0858	102,834		250,693	21КТП2х250	1,2	0,6
23	134,004	112,763	135,3157	71,328	–	175,136	–	1,2	0,6
24	1029,48	877,583	1053,099	555,112	100	1352,77	22КТП 2х630	1,2	0,6
25	365,512	308,583	332,3206	175,174	–	478,354	23КТП 2х160	1,08	0,54
26	470,164	337,064	358,1306	188,779	-	578,503	24КТП 2х250	1,06	0,53

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

Таблица 7. Стандартные БСК

№	Qsi станд,	Тип БСК
2	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
3	1х200	1хУКБН-0,38-200 УЗ
4	4х250	4хУКБ-0,4-250-50 УЗ
5	2х250	2хУКБ-0,4-250 УЗ
6	2х100	2хУКБН-0,38-100- 50 УЗ
9	1х240	1хУКБ-0,415-240 УЗ
11	1х250	1хУКБ-0,4-250 - 50УЗ
12	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
13	2х150	2хУКБ-0,38-150УЗ
14	2х240	2хУКБ-0,415-240 УЗ
19	2х150	2хУКБ-0,38-150 УЗ
21	2х250	2хУКБ-0,4-250-50 УЗ
24	2х100	2хУКБ-0,38-100 - 50 УЗ

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

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

7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

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

Таблица 8.

Тип трансформатора	UК, %	DРХХ, кВт	DРКЗ, кВт	IХХ, %
ТМЗ-160	4,5	0,51	2,65	2,4
ТМЗ-250	4,5	0,74	3.7	2,3
ТМЗ-630	6.5	1.68	7.6	3.2
ТМЗ-1000	5,5	2.45	11.0	1,4
ТМЗ-1600	5,5	3,3	16.5	1,3

Расчет проводится в следующей последовательности:

– определяются реактивные потери холостого хода.

,

где I_ХХ – ток холостого хода, %

S_НОМ – номинальная мощность трансформатора , кВА.

Р_ХХ – активные потери холостого хода, кВт

– рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах

,

где n – число параллельно работающих трансформаторов, шт;

DР_КЗ - активные потери короткого замыкания, кВт;

 

– мощность, проходящая через трансформатор, кВА

– находится реактивные потери мощности в трансформаторах;

где U_КЗ% - напряжение короткого замыкания, %;

Расчет для КТП цеха №14

  кВар

кВА

 кВт

 кВар

 кВар

Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.

Таблица 9.

№ цеха	n x SТР	РМ, кВт	QM.рельн. кВар	SМ, кВА	DРТР, кВт	DQТР, кВт	Рmax, кВт	Qmax, кВар	Smax, кВА
1		103,444	151,993	183,83			103,44	152	183.8
2	2х1000	740,197	755,1	1169,2	11,6	70.1	751.8	825.2	1116.3
3	2х1000	937,437	491,15	1164,7	5,86	48.8	943.3	539.9	1086.9
4	4х1600	4972,6	2710	5786,9	23	185.2	4997.9	2895.2	5775.9
5	2х1600	1805,81	1328,42	2398,4	16,4	144.7	1822.2	1473.1	2343.1
6	2х630	642,598	645,88	984,51	8,6	52.2	728.6	698.1	1009.1
7	2х630	663,26	541,1	855,98	6,9	41.6	670.2	582.7	888.1
8	1х250	245,415	213,18	325,5	7	23.4	252.4	236.6	345.9
9	1х630	457,475	430	811,3	13,7	60	471	490	679.6
10	2х1000	1055,45	777,43	1310,8	6,7	45.2	1062.2	822.6	1343.5
11	2х630	592,612	434,83	905,6	7,5	45.5	600.1	480.3	768.6
12	2х630	777,89	423,1	966,2	8,4	50.6	786.3	473.7	917.9
13	2х1000	963,424	559,99	1196,77	9.5	128	972.9	688	1191.6
14	2х630	709,167	582,4	1085,9	10,2	61.6	719.4	644	965.5
15	2х250	260,686	191,3912	323,4	24	15.9	263.1	207.3	335
16	4х160	402,343	296,266	499,6	4,2	24.7	406.5	320.9	517.9
17	2х250	162,895	241,6747	291,4	5,6	18	168.4	259.7	317.5
18	2х250	249,147	251,17	353,8	2,6	15.9	251.7	267.1	367
19	2х630	449,833	520,29	807,2	6,3	37.9	456.1	558.2	720.8
20	2х250	177,544	261,2078	315,8	17	21,3	194.544	284,5	334.8
21	2х1000	802,603	1294,4	1740,5	9,8	73.7	812.4	1368.1	1591.1
22	2х250	223,419	195,0858	296,6	3,0	13,8	226,42	208,88	302.6
23		156,904	135,3157	207,2			156.9	135,31	207.2
24	2х1000	1205,26	953,1	1600,5	8,7	63.6	1213.9	1016.7	1583.4
25	4х160	384,069	332,3206	507,9	4,4	25.3	388.5	357.6	528
26	2х630	488,082	358,1306	605,4	4,2	25.1	492.3.	383.2	623.8

7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

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

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

Кабель выбирается по следующим условиям:

1)  По номинальному напряжению.

2)  По току в номинальном режиме.

3)  По экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1)  По току в послеаварийном режиме.

2)  По потерям напряжения.

3)  На термическую стойкость к токам КЗ.

Выберем кабель от ПГВ до ТП1.

Максимальная активная мощность

 кВт

Максимальная реактивная мощность

 кВар

Полная мощность

 кВА

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме

  А

Расчетный ток кабеля в послеаварийном режиме

  А

Экономическое сечение:

  мм²

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

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

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

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

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

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

 А

 А

Перегрузка кабеля:

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

Выбор остальных кабелей сведем в табл.10.

Таблица 10. Выбор кабелей

Наименова-ние КЛЭП	Smax, кВА	, А	, А	FЭК, мм2	К1	К2	К3	, А	, А	Количество, марка и сечение кабеля
ПГВ-РП1	6015,4	183,97	367,95	153,31	1	0,92	1,3	340	406,64	3хААШВ-6-3х185
РП1-ТП2	1086,9	49,862	99,725	41,552	1	0,84	1,3	155	169,26	2хААШв-6-3х50
РП1-ТП7	345,9	31,737	63,474	26,447	1	0,92	1,3	125	149,5	1хААШв-6-3х35
РП1-ТП5	1009,1	46,293	92,586	38,578	1	0,81	1,3	125	131,625	2хААШв-6-3х50
РП1-ТП4	2343,1	107,49	214,98	89,576	1	0,81	1,3	225	236,925	2хААШв-6-3х95
ТП4-СП1	183,8	16,864	33,728	14,053	1	1	1,3	80	104	1хААШв-0,4-16
ТП7-ТП8	679,6	62,354	124,71	51,962	1	1	1,3	155	201,5	1хААШв-6-3х50
ТП2-ТП17	367	16,836	33,673	14,03	1	0,92	1,3	80	95,68	2хААШв-6-3х16
РП1-СД1	3332	152,86	305,72	127,38	1	0,84	1,3	300	327,6	2хААШв-6-3х150
РП1-СД2	2880	132,12	264,24	110,1	1	0,84	1,3	260	283,92	2хААШв-6-3х120
ПГВ-ТП11	917,9	42,109	84,219	35,091	1	0,81	1,3	125	131,625	2хААШв-6-3х35
ПГВ-ТП12	1191,6	54,666	109,33	45,555	1	0,8	1,3	155	161,2	2хААШв-6-3х50
ПГВ-СД3	3166,25	145,25	290,51	121,05	1	0,8	1,3	300	312	2хААШв-6-3х150
ТП11-ТП9	1343,5	61,634	123,27	51,362	1	0,92	1,3	155	185,38	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП10	768,6	35,26	70,52	29,383	1	0,79	1,3	125	128,375	2хААШв-6-3х35
ПГВ-ТП1	1116,6	51,225	102,45	42,687	1	0,79	1,3	155	159,185	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП15	517,9	23,759	47,518	19,799	1	0,79	1,3	105	107,835	2хААШв-6-3х25
ПГВ-ТП18	720,8	33,067	66,135	27,556	1	0,79	1,3	105	107,835	2хААШв-6-3х25
ПГВ-СД4	1040	47,117	95,4	23,855	1	0,79	1,3	155	159,185	2хААШв-6-3х50
ПГВ-ТП3	2887,9	132,48	264,97	110,4	1	0,92	1,3	260	310,96	2хААШв-6-3х120
ПГВ-РП2	5488,4	167,86	335,71	139,88	1	0,92	1,3	300	358,8	3хААШв-6-3х150
РП2-ТП22	1583,4	72,64	145,28	60,533	1	0,75	1,3	190	185,25	2хААШв-6-3х70
РП2-СД5	1614	74,043	148,09	61,703	1	0,81	1,3	190	200,07	2хААШв-6-3х70
ТП22-СП2	207,2	19,011	38,022	15,842	1	0,92	1,3	80	95,68	1хААШв-0,43х16
РП2-ТП19	334,8	15,359	30,718	12,799	1	0,75	1,3	80	78	2хААШв-6-3х16
РП2-ТП3	2887,9	132,48	264,97	110,4	1	0,75	1,3	300	292,5	2хААШв-6-3х150
РП2-ТП21	302,6	13,882	27,764	11,568	1	0,8	1,3	80	83,2	2хААШв-6-3х16
РП2-СД6	1250	57,345	114,69	47,787	1	0,8	1,3	155	161,2	2хААШв-6-3х50
РП2-ТП16	317,5	29,131	58,262	24,276	1	0,75	1,3	105	102,375	1хААШв-6-3х25
РП2-ТП24	623,8	28,617	57,235	23,848	1	0,75	1,3	105	102,375	2хААШв-6-3х25
РП24-ТП23	528	24,222	48,445	20,185	1	0,92	1,3	105	125,58	2хААШв-6-3х25
РП1-ТП6	888,1	40,742	81,485	33,952	1	0,92	1,3	125	149,5	2хААШв-6-3х35
РП2-ТП20	1591,1	72,99	145,99	60,827	1	0,92	1,3	190	227,24	2хААШв-6-3х70

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

  кВт

Из [7] выбираем стандартный ЭД:

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

Расчетный ток нормального режима:

 А

Экономическое сечение:

 мм²

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

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

Таблица 11.

№ цеха	Тип двигателя	SН, кВА	РН, кВт	UН, кВ	hН, %					nном, Об/мин	Кол-во, шт.
3	СДН14-49-6у3	833	800	6	94	2,2	7,5	1,5	1,2	1000	4
5	СДН16-41-12-у3	1440	630	6	93,6	2,3	6,0	0,8	1,4	500	2
13	СДН15-34-12-у3	633	630	6	93,6	2,3	5,6	1	1,1	375	5
19	СДН16-41-12-у3	1250	1250	6	94,6	2,2	6,0	0,8	1,4	500	1
22	СДН14-44-12-у3	520	500	6	93,2	2	5,3	0,7	1,4	375	2
24	СДН15-34-12-у3	807	630	6	93,6	2,3	5,6	1	1,1	375	2

8. Расчет токов короткого замыкания

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

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

Рис. 9. Исходная схема для расчетов токов КЗ

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

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

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

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

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

Расчет [КА1] токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Базисные условия: S_б=950 МВА, U_б1=115 кВ, U_б2=6,3 кВ ; Xc=0,6;

Базисный ток определяем из выражения

кА.

кА.

Точка К-1.

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям

;

Х₀-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км;

U_б- среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1

Х_К1=Х_с+Х_ВЛ=0,6+0,218=0,818;

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:

 кА.

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

 кА.

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

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

Точка К-2

Точка К-2 расположена на шинах РУНН ПГВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ :

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

.

,

.

К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.

Х_К-2=Х_К-1+Х_В +Х_Н1 =0,818+6,982+0,498=8,3.

Ток короткого замыкания от системы:

 кА.

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

Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.

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

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

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

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

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

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП2.

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

;

;

.

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

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

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

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

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

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

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

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

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП1.

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

;

;

.

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

F=120; l=0,114 км; Х₀=0,076 Ом/км;

r₀=0,258Ом/км.

;

;

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

.

Производим дальнейшие преобразования:

Эквивалентное сопротивление двигателей и кабельных линий:

Эквивалентное сопротивление :

Ток подпитки от двигателей:

 кА.

. тока:

Тогда значение ударного

 кА.

Точка [КА2] К-3

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

;

; ;

;

.

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

 кА.

Ток подпитки от синхронного двигателя:

 кА.

Полный ток короткого замыкания:

=9,67+9,39=19,1 кА;

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

 кА.

Точка К-4.

Определяется ток К.З.в точке К-4.

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

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

 

R_Т = 3,4 мОм; Х_Т = 13,5 мОм;

Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:

А.

где Ip-расчетный ток в аварийном режиме;

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

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

R_шин=0,34 мОм; Х_шин=0,16мОм

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

R_авт=0,14 мОм;    Х_авт=0,08 мОм;

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

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

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:

 мОм.

Начальное значение тока короткого замыкания:

 кА.

Ударный коэффициент :

 

 кА.

Значение токов короткого замыкания по заводу.

Таблица 8

	К-1	К-2	К-3	К-4
I”по,кА	5,83	10,49	19,1	13
iуд, кА	14,8	39,4	42,92	20,08

9. Выбор электрических аппаратов

 

9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Выберем выключатель 110 кВ

Условия выбора:

1.По номинальному напряжению

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя.

1.  Проверка на электродинамическую стойкость:

1.1.  По удельному периодическому току КЗ

1.2.  По ударному току КЗ

2.  Проверка на включающую способность.

2.1.  По удельному периодическому току КЗ

2.2.  По ударному току КЗ

3.  Проверка на отключающую способность

3.1.  По номинальному периодическому току отключения

3.2.  По номинальному апериодическому току отключения

4.  Проверка на термическую стойкость.

Расчетные данные сети:

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

Расчетное время

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

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

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

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

и будет определено позже;

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

расчетный импульс квадратичного тока КЗ

будет определено позже.

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

 

U_НОМ = 110 кВ; I_НОМ = 1000 А; I_{Н откл} = 16 кА; b = 25%; i_{пр СКВ} = 67 кА; I_{пр СКВ} = 26 кА; i_{Н вкл} = 67 кА; I_{Н вкл} = 26 кА; I_Т = 26 кА; t_Т = 3 с; t_СВ = 0,05 с.

Определяем оставшиеся характеристики:

Расчетное время по формуле :

  с

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

 кА

Расчетное выражение согласно формуле :

кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ по формуле :

 кА²×с

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

  кА

Проверка по термической стойкости:

  кА²×с

Выбор и проверка выключателя представлен в табл. 13.

Выберем разъединитель 110 кВ

Условия выбора:

1.По номинальному напряжению.

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного разъединителя:

1.Проверка на электродинамическую стойкость.

2.Проверка на термическую стойкость.

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

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

 

U_НОМ = 110 кВ; I_НОМ = 1000 А; i_{пр СКВ} = 80 кА; I_T = 31,5 кА; t_Т = 4 с.

Расчетные данные выбранного разъединителя термическая стойкость:

  кА²×с

Выбор и проверка разъединителя представлены в табл. 13

Таблица 13. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

Условия выбора (проверки)	Данные сети	Выключатель	Разъединитель
Uсети £ UНОМ	110 кВ	110 кВ	110 кВ
IР £ IНОМ	116,9 А	1000 А	1000 А
IПО £ IПР СКВ	6,21 кА	26 кА	–
iуд £ iпр СКВ	15,81 кА	67 кА	–
IПО £ IН.вкл	6,21 кА	26 кА	–
iуд £ iН.вкл	15,81 кА	67 кА	80 кА
IПt £ IН. откл	6,21 кА	26 кА	–
£	11,43 кА	28,28 кА	–
	4,24 кА2×с	2028 кА2×с	3969 кА2×с

9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.

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

Расчетный ток с учетом расщепления вторичной обмотки трансформаторов ППЭ.

 

Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 1600 А; i_{пр СКВ} = 81 кА; I_{Н откл} = 31,5 кА; тип выключателя ВК-10.

Выберем вводные выключатели 6 кВ:

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР I_Р = 1046,75 А

Расчетное время t = t_РЗ +t_СВ; t = 0,01+0,05 = 0,06 с действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ I_ПО = 9,213 кА было рассчитано в пункте 7.2.

Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя:

 кА;

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

  кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ:

 кА²×с

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

 

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 1600 А; I_{Н откл} = 31,5 кА; b = 20%; i_{пр СКВ} = 80 кА; I_{пр СКВ} = 31,5 кА; i_{Н вкл} = 80 кА; I_{Н вкл} = 31,5 кА; t_Т = 4 с; t_СВ = 0,05 с

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

  кА

Проверка по термической стойкости:

  кА²×с

Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14

Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ

Расчетные данные сети:

Расчетный ток ПАР:

  А

Расчетное время t = t_РЗ +t_СВ; t = 0,01+0,05 = 0,06 с

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

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

 

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 630 А; I_{Н откл} = 20 кА; b = 20%; i_{пр СКВ} = 52 кА; I_{пр СКВ} = 20 кА; i_{Н вкл} = 52 кА; I_{Н вкл} = 20 кА; I_Т = 20 кА; t_Т = 4 с; t_СВ = 0,05 с

Расчетные данные выбранного выключателя:

 

  кА²×с

Выбор и проверка выключателя представлены в табл. 14

Таблица 14. Выбор выключателей 6 кВ.

Условия выбора (проверки)	Данные сети для ввода	Выключатель ввода	Данные сети для отходящей линии	Выключатель отходящей линии
Uсети £ UНОМ	6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ
IР £ IНОМ	1046,75 А	1600 А	105,03 А	630 А
IПО £ IПР СКВ	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
iуд £ iпр СКВ	25,02 кА	80 кА	25,02 кА	52 кА
IПО £ IН.вкл	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
iуд £ iН.вкл	25,02 кА	80 кА	25,02 кА	52 кА
IПt £ IН. откл	9,213 кА	31,5 кА	9,213 кА	20 кА
£	20,93 кА	53,46 кА	20,93 кА	33,94 кА
	15,28 кА2×с	3969 кА2×с	1528 кА2×с	1600 кА2×с

Выберем трансформаторы тока.

Условия их выбора:

1.По номинальному напряжению.

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1.Проверка на электродинамическую стойкость. (если требуется)

2.Проверка на термическую стойкость.

3.Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Расчетные данные сети:

Расчетный ток I_Р = 1046,75 А

Ударный ток КЗ i_уд = 25,02 кА

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ В_К = 15,28 кА²×с

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

 

U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 1500 А; r_2Н = 1,2 Ом; I_T = 35 кА; t_T = 3 с.

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

Проверка термической стойкости:

  кА²×с

Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала нормальной: r_2Н ³ r₂. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведен в табл. 16, схема их соединения – на рис. 12.

Таблица. 15. Приборы вторичной цепи ТТ.

Наименование	Количество	Мощности фаз, ВА
		А	В	С
Амперметр Э335	1	0,5	–	–
Ваттметр Д335	1	0,5	–	0,5
Варметр Д335	1	0,5	–	0,5
Счетчик активной мощности СА4У-И672 М	1	2,5	–	2,5
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673 М	2	2,5	–	2,5
Итого	6	9	–	8,5

Наиболее нагруженной является фаза А

Общее сопротивление приборов

где S_приб – мощность приборов, ВА

I_{2 НОМ} – вторичный ток трансформатора тока, А.

 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

 Ом

Минимальное сечение приводов:

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

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

 мм²

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

  Ом

Полное расчетное сопротивление:

 Ом

Выбор и проверка ТТ представлены в табл.16

Таблица 16. Выбор трансформаторов тока

Условия выбора (проверки)	Данные сети для ввода	Каталожные данные
Uсети £ UНОМ	6 кВ	10 кВ
IР £ IНОМ	1046,75 А	1500 А
iуд £ iдин	25,02 кА	Не проверяется
	15,28 кА2×с	3675 кА2×с
Z2Y £ r2расч	1,03 Ом	1,2 Ом

Выберем трансформаторы напряжения

Условия их выбора:

1. По номинальному напряжению.

Условия проверки выбранных трансформаторов:

1. Проверка по нагрузке вторичных цепей.

Согласно условиям выбора из [7] выбираем трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66УЗ со следующими каталожными данными: U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 1500 А; S_2Н = 150 ВА. Схема соединения приборов приведена на рис.13, перечень приборов в табл.17.

Рис.13 Схема соединения приборов

Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТН.

Наименование	Количество	Мощность катушки	Число катушек	Полная мощность
Амперметр Э335	4	2	1	8
Ваттметр Д335	1	1,5	2	3
Варметр Д335	1	1,5	2	3
Частотомер Э 337	1	3	1	3
Счетчик активной мощности СА4У-И672 М	6	8	2	96
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673 М	2	8	2	32

Номинальная мощность трансформатора напряжения НАМИ-6 S_2Н = 150 ВА. Расчетная мощность вторичной цепи S₂ = 145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности.

Выберем шины на ПГВ.

Условия их выбора:

1.По номинальному длительному току;

2.По экономическому сечению.

Условия проверки выбранных шин:

1.Проверка на термическую стойкость;

2.Проверка на электродинамическую стойкость.

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

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

Проверка на термическую стойкость:

 

В_К = 15,28 кА²×с

Минимальное сечение шин:

где с = 95 – термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А×с²/мм²

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

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

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

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

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

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

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

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

i_уд – ударный ток трехфазного КЗ, А.

По выражению (8.2.5.)

 Н/м

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

где b = 10 × 10^-3 – высота шин, м;

h = 20 × 10^-3 – ширина шин, м.

 м³

Длина пролета по формуле (9.2.4.)

 м

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

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

 МПа

Так как s_Ф = 17,96 МПа < s_ДОП = 70 МПа, то шины механически стойкие.

Выберем опорные изоляторы на ПГВ

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

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

где F_разр – разрушающее усилие на изгиб, Н.

Расчетное усилие на изгиб

где К_h – коэффициент учитывающий расположение шин на изоляторе.

При расположении шин плашмя К_h = 1 [3].

 Н

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

Допустимая нагрузка:

 

F_доп = 0,6 × F_разр;

F_доп = 0,6 × 3750 =2250 Н.

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

Выберем проходные изоляторы

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

Расчетный ток I_Р = 1046,75 А

Расчетное усилие на изгиб:

 Н

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

Допустимая нагрузка:

 

F_доп = 0,6 × F_разр;

F_доп = 0,6 × 1250 = 750 Н

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

Выберем выключатели нагрузки

Условия его выбора:

1.По номинальному напряжению.

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

1.Проверка на отключающую способность.

2.Проверка на электродинамическую стойкость.

 По предельному периодическому току.

 По ударному току КЗ.

3.Проверка на термическую стойкость (если требуется)

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

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

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

Расчетные данные сети:

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

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

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

Согласно условиям выбора с учетом вышесказанного из [7] выбираем выключатель нагрузки ВНРп-10/400-103УЗ со следующими каталожными данными U_НОМ = 10 кВ; I_НОМ = 400 А; I_{Н откл} = 400 А; i_{пр СКВ} = 25 кА;    I_{пр СКВ} = 10 кА; I_Т = 10 кА; t_Т = 1 с.

 

I_ПО = 9,213 кА < I_{пр СКВ} = 10 кА

I_уд = 25,02 кА < i_{пр СКВ} = 25 кА

I_P = 116,9 А < I_{Н откл} = 400 А

Выберем предохранитель

Условия его выбора:

1.По номинальному напряжению.

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

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

Согласно условиям выбора из [7] выбираем предохранитель ПКТ 103-6-160-20УЗ со следующими каталожными данными U_НОМ = 6 кВ; I_НОМ = 160 А; I_{Н откл} = 20 кА;

I_ПО = 9,213 < I_{Н откл} = 20 кА предохранитель по отключающей способности проходит.

9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

Выберем автоматический выключатель

Условия выбора:

1.По номинальному напряжению.

2.По номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного предохранителя

1. Проверка на отключающую способность.

Ранее в пункте 7.3. был выбран автомат типа АВМ10Нс U_НОМ = 0,38 кВ; I_НОМ = 1000 А; I_{Н откл} = 20 кА.

Проверка на отключающую способность:

Выбранный автомат проходит по условию проверки.

10. Проверка КЛЭП на термическую стойкость

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

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

Проверка проводится по условию:

где с = 0,92 – термический коэффициент для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами и бумажной изоляцией согласно [7], А×с²/мм²;

t_отк – время отключения КЗ, с;

t_а – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ, с;

F – сечение КЛЭП, мм².

Рассмотрим расчет на примере КЛЭП ПГВ-ТП1

 кА

Увеличим сечение до 95 мм², тогда

 кА > I_КЗ = 9,213 кА,

что допустимо

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

Таблица 18. Результаты проверки КЛЭП на термическую стойкость.

Наименование КЛЭП	F, мм2	Iтер, кА	IКЗ, кА
ПГВ-ТП1	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП2	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП3	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП4	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП5	35	3,6	9,213
ПГВ-ТП6	16	1,6	9,213
ПГВ-ТП7	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП8	50	5,14	9,213
ПГВ-ТП10	70	7,2	9,213
ПГВ-ТП11	50	5,14	9,213
ПГВ-ТП12	25	2,57	9,213
ПГВ-ТП13	95	9,77	9,213
ПГВ-РП	240	24,69	9,213
РП-ТП9	50	5,14	9,213
РП-ТП14	70	7,2	9,213
РП-ТП15	10	1,3	9,213

По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

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

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

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

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

– возможна замена проводника без значительных затруднений.

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

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

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

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

11. Расчет самозапуска электродвигателей

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

– Одновременно пускается группа двигателей;

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

– Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

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

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

Расчет самозапуска синхронных двигателей:

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

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

SН, кВА	РН, кВт	UН, кВ	h, %					jпот, т×м2	n, об/мин	cosj
540	500	6	94,3	5,5	0,9	2,1	1,1	1,038	315	0,91

1. Электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:

где n₀ – синхронное число оборотов в минуту.

Р_Н – номинальная мощность двигателя, кВт.

 с

Выбор определяется по формуле

где t_Н – время нарушения электроснабжения, с.

m_С – момент сопротивления механизма.

Цех питается от трансформатора ППЭ.

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

 

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

  кВА

 

 

При скольжении 0,1; К' = 3

 кВА

Выходной момент при глухом подключении:

 

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

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:

 

 

Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения

Избыточный момент:

В начале самозапуска

При скольжении 0,05:

Время самозапуска

с

Дополнительный нагрев.

 ^оС

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

12. Расчет релейной защиты

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

Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.

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

12.1 Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

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

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

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

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

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

12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних

повреждений трансформатора

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

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

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

где S_НОМ – номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

U_НОМ – номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

 А

Для низшей стороны напряжения:

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

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

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

Тогда с использованием выражения (11.2.2):

  А

  А

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

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

где К_отс = 1,5 – коэффициент отстройки.

 А

Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:

 А

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

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

Согласно условию W_ВН £ W_{ВН расч} принимаем число витков W_ВН = 9, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

  А

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

 

Принимаем ближайшее к W_{НН расч} целое число, т.е. W_НН = 17.

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

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

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

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

Для ТРДН-25000-110 Du = 0,5×2×9×0,0178 = 0,16

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

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

 кА

 кА = 462 А

Коэффициент чувствительности:

 ,

что удовлетворяет условиям

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

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

  А

Второй ток, подводимый к тормозной обмотке:

  А.

Рабочая МДС реле:

  А

Тормозная МДС реле:

  А

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

Тогда коэффициент чувствительности:

 ,

что удовлетворяет условиям

12.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

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

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

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

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

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

12.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

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

12.5 Защита от токов перегрузки

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

13. Расчет молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ

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

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

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

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

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

Условие защищенности всей площади ПГВ выражается соотношением:

,

где D – диаметр окружности, м;

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

h_а – активная высота молниеотвода, м.

Минимальная активная высота молниеотвода

 

Принимаем h_а = 5 м.

Молниеотводы характеризуются высотой h:

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

 м

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

  м

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

где а – расстояние между молниеотводами

 м

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

 м

Самые высокие объекты входят в зону защиты молниеотводов.

Условия защищенности всей площади выполняется:

(38 £ 40 м)

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

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

Произведем расчет заземляющего устройства ПГВ.

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

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

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

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

  м

где n_В – предварительное число вертикальных электродов.

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

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

Расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

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

r₀ = 40 – удельное сопротивление грунта для глины, Ом×м.

Расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

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

 Ом×м  Ом×м

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

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

d = 14 × 10^-3 диаметр электрода, м;

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

 Ом

Определим примерное число вертикальных электродов n_В при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов К_{u верт} = 0,29:

 

Принимаем n_В = 80 шт.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:

где l = 114 – длина горизонтального электрода, м;

t = 3,2 – глубина заложения, м;

d_Э – эквивалентный диаметр электрода, м;

 Ом

Уточненные значения коэффициентов использования: К_{u верт} = 0,276; К_uгор = 0,161, тогда уточненное число вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтального электрода:

 шт.

Принимаем n_В.У. = 81 шт.

 ,

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

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

14. Охрана труда

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

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

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

- физические;

- химические;

- биологические;

- психофизиологические;

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

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

ПОВЫШЕННЫЙ УРОВЕНЬ ШУМА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ

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

По характеру спектра шум следует подразделять на:

- широкополосный с непрерывным спектром шириной более одной октавы;

- тональный, в спектре которого имеются выраженные дискретные тона.

Тональный характер шума для практических целей (при контроле его

параметров на рабочих местах) устанавливают измерением в третьоктавных

полосах частот по превышению уровня звукового давления в одной полосе

над соседними не менее чем на 10 дБ.

По временным характеристикам шум следует подразделять на:

- постоянный, уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день

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

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

- непостоянный, уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день

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

измерениях на временной характеристике “медленно” шумомера по

ГОСТ 17187-81.

Непостоянный шум следует подразделять на:

- колеблющийся во времени;

- прерывистый;

- импульсный.

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

Уровни звукового давления в дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц.
31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000	Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБ
93	79	70	63	58	55	52	50	49	80

ПОВЫШЕННЫЙ УРОВЕНЬ ВИБРАЦИИ

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

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

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

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

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

Общая							ЭК В
1	2	4	8	16	31,5	63	92
Технологическая тип “A”
-	108	99	93	92	92	92

НЕБЛАГОПРИЯТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МИКРОКЛИМАТА

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

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

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

Нормируемые параметры микроклимата:

Время года	Категория работ, согласовано с ГОСТ 12.1-005-88	Температура воздуха, град. С	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с.
		оптимальная	относительная	оптимальная
Холодное Теплое	Легкая-1 б Легкая-1 б	21-23 22-24	40-60 40-60	0,1 0,2

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

НЕДОСТАТОЧНАЯ ОСВЕЩЕННОСТЬ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ

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

Освещение производственных помещений характеризуется количественными и качественными показателями.

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

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

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

Искусственное освещение					Естественное освещение		Совмещенное освещение
Освещенность, Лк.					КЕО, Ен %
При системе комбинированного освещения		При общем освещении	Показатель освещенности и коэффициент пульсации		При верхнем	Боковом	При верхнем	Боковом
всего	в т.ч. общего		Р	Кп, %
400	200	200	40	20	4	1,5	2,4	0,9

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ТОК

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

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

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

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

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

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

Напряженность ЭП на рабочих местах персонала должна измеряться:

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

- при применении новых схем коммутации;

- при приемке в эксплуатацию новых установок;

- при организации новых рабочих мест;

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

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

ТЯЖЕСТЬ И НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДОВОГО ПРОЦЕССА

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

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

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

На данном рабочем месте:

Напряженность труда средней степени.

1.  Содержание работы: решение простых задач по инструкции.

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

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

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

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

Р 2.2.755 – 99.

2. Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов

Неблагоприятные параметры климата

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

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

- по количеству воздуха на одного человека;

- по кратности воздухообмена.

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

К современным системам отопления предъявляются следующие основные требования:

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

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

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

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

Повышенный уровень шума на рабочем месте.

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

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

Должны применяться следующие меры по снижению шума:

- разработка шумобезопасной техники;

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

- применение средств индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051- 87.

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

Недостаточная освещенность рабочей зоны.

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

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

СНиП 23-05-95.

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

Повышенное значение напряжения в электрической цепи,

замыкание которой может произойти через тело человека.

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

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

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

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

3. Расчет заземляющего устройства ПГВ.

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

4.Пожарная безопасность.

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

НПБ-105-95 определяем категорию помещения.

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

Заключение

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

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

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

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

Литература

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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