ВВЕДЕНИЕ

Развитие промышленности и требования прогресса диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, автоматизированных систем управления электроустановками и технологическими процессами. Все это ставит большие задачи перед работниками проектных, монтажных и наладочных организаций, работающих в области электрификации промышленности.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения являются: правильное распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, обеспечение показателей качества электроэнергии  у потребителя, экономия  электроэнергии и других материальных ресурсов. С целью увеличения интенсивности производства и повышения производительности труда на предприятиях находят широкое применение преобразователи электроэнергии, электродуговые и индукционные печи, сварочные установки, синхронные и асинхронные двигатели. При всей своей необходимости и эффективности они вносят значительный дискомфорт в питающую сеть, т.е. ухудшается целый ряд показателей качества электроэнергии, что отрицательно сказывается на других участниках процесса потребления электроэнергии.

Эти проблемы решают путем совершенствования существующих установок и ввода в эксплуатацию устройств, способствующих улучшению режима потребления. К таким устройствам относятся быстродействующие компенсирующие устройства (активные и пассивные фильтры), которые вносят существенные улучшения по целому ряду параметров качества электроэнергии. Также улучшается режим потребления. Применение, в частности, в электролизных производствах, вместо некомпенсированных преобразователей компенсированные, что во много раз уменьшает потребление реактивной мощности, вместо малофазных преобразователей многофазные преобразователи (12 фазные и более), которые существенно меньше влияют на сеть, включение в параллель компенсированных и некомпенсированных выпрямителей – двадцатичетырехфазное воздействие на сеть.

Важным аспектом при проектировании систем электроснабжения становится экономия электроэнергии, ввиду ограниченности энергоресурсов и их удорожания по мере использования, а также нехваткой мощностей электростанций из-за увеличения единичной мощности потребителей. Около 10-15% электроэнергии теряется при передаче от источника до приемника. Решить этот вопрос можно посредством увеличения напряжения сетей, как внешних, так и внутренних, обеспечения оптимального коэффициента загрузки трансформаторов, применения глубоких вводов, уменьшения уровней трансформации, равномерно распределения однофазных приемников по фазам, компенсация реактивной мощности непосредственно у потребителя.

Решение выше изложенных проблем, воплощение в жизнь перспективных направлений электроэнергетики является первоочередным в процессе разработки качественной и надежной системы электроснабжения, что в частности и отражает эта работа.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ ПРОЕКТА

 

Внимание!

Диплом № 3305. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением:

— ниже 1 кВ: 15186,9 кВт;

— выше 1 кВ: 4000 кВт.

Категория основных потребителей по надежности электроснабжения -2 и 3.

Полная расчетная мощность группы цехов северо-восточной части ГРЦ:

— 22798,6 кВа.

Мощность короткого замыкания со стороны энергосистемы на шинах 110 кВ без учета подпитки генераторов ТЭЦ: 2708,9 МВА.

Расстояние от первых потребителей северо-восточной группы цехов предприятия до шин ГРУ ТЭЦ: 78 м.

Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10,5 кВ.

Типы принятых ячеек распределительных устройств: К-2-10.

Тип, мощность и количество трансформаторов цеховых ТП:

— ТМЗ — 2500 кВА — 2 шт.;

— ТМЗ — 1600 кВА — 2 шт.;

— ТМЗ — 1000 кВА — 2 шт.;

— ТМЗ — 400 кВА — 2 шт.

Количество низковольтных распределительных пунктов – 2.

Тип и сечение кабельных линий:

— 10 кВ — ААШвУ сечением от 3х70 до 3х150 мм²;

— 0,4 кВ — ВВГ сечением от 4х1,5 до 4х185 мм².

 Краткая характеристика объекта проектирования

 

В качестве объекта проектирования предлагается Северо-Восточной группы цехов Миасского машиностроительного завода. Миасский машиностроительный завод — это промышленное предприятие с собственной энергетической базой, выпускающее продукцию оборонного и гражданского назначения, развивающее конверсионные направления на основе наукоемких технологий.
Предприятие располагает высокоточным оборудованием для выполнения различных технологических операций в области машиностроения и приборостроения, обладает мощным технологическим потенциалом, базирующимся на новейших научно-технических достижениях оборонной отрасли.

К гражданской продукции относятся:

Кондитерское оборудование: линии выпечки галетного печенья, участки раскатки теста, тестомесильные машины, секции формования, установки для обмазки печенья, устройства для посыпки печенья, установки орошения маслом, термошкафы для обжарки, сушки семян, орехов, кофе;

Оборудование для производства макаронных изделий: оборудование для замеса теста, дозирующее и контрольное оборудование для макаронной промышленности;

Пивоваренное оборудование: мини-бары для хранения и розлива пива, мини — пивзаводы, разливочные, раздаточные и моечные устройства, кеги, реконструкция пивзаводов;

Автоэлектроника и аксессуары: электронное и электрооборудование автомобильное и тракторное (реле поворотов, реле блокировки стартера, реле стеклоочистителя) и приборы автоэлектрики, пускозарядные устройства, контрольно-измерительные приборы и панели автомобилей и автотранспортных средств, автомобильные холодильники «Вояж»;

Системы отопления: алюминиевые радиаторы водяного отопления «ТермАл»;

Нефтехимическое оборудование: алюминиевые понтоны «КонТЭК», алюминиевые купольные крыши;

Кварцевое стекло.

Первым звеном технологической цепочки завода является проектный отдел, в котором разрабатываются и проектируются приборы. Затем спроектированный прибор изготавливается для проведения экспериментов. После прохождения лабораторных испытаний прибор отправляется на доработку, а затем все проектные материалы по его изготовлению отправляются на машиностроительный завод, который находиться с НТЦ в тесном сотрудничестве, где происходит массовый выпуск данного прибора.

Завод располагает не только основным производственными подразделениями, но и комплексом инженерных служб и вспомогательных цехов, обеспечивающих разработку, освоение новых изделий, совершенствование и модернизацию существующих технологических процессов, изготовление оснастки и инструментов, ремонтные работы, транспортировку продукции до потребителя.

Большинство электроприемников Миасского машиностроительного завода потребляют трехфазный переменный ток, частотой 50 Гц, напряжением 380 В. По степени бесперебойности электроприемники в целом относятся ко второй категории. Колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия нет, коррозионная активность грунта низкая, присутствуют блуждающие токи.

Предприятие работает по двух сменному графику работы

Территория ММЗ относится ко второму району по скоростным напорам ветра и ко второму по толщине стенки гололеда. Район с умеренной пляской проводов и среднегодовой продолжительностью гроз от 40 до 60 часов. В розе ветров преобладает северо-западный ветер.

1 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

 

1.1 Расчет нагрузок по производственно-технологическому корпусу

 

План размещения распределительных шкафов и электроприемников по данному корпусу изображен на листе 1 графической части пояснительной записки.

Первым этапом проектирования системы электроснабжения (СЭС) является определение электрических нагрузок. По значению нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование СЭС, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки  ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на СЭС, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы СЭС или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии рассматриваются в качестве нагрузок, а точнее в качестве нагрузок рассматриваются мощности потребителей электроэнергии, и их ток. Изначально, для проектирования СЭС, необходимо определить величину полной расчетной мощности всех потребителей. Для расчета нагрузок используется метод упорядоченных диаграмм. В соответствии с этим методом:

Расчетные мощности (нагрузки) электроприемников Р_р и Q_р определяются по формулам (1.1), (1.2):

               

                                                                        ,                                            (1.1)

                                                                         ,                                           (1.2)

где k_ра –расчетный коэффициент активной мощности; определяется по справочным материалам, k_ра =f(n_э; k_иа)[ ];

k_рр – расчетный коэффициент реактивной мощности, определяемый по формуле (1.3);

средние активные нагрузки в наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы  электроприемников, определяемые по формуле (1.5),(1.6).

 

,                                                          (1.3)

 

где  эффективное число электроприемников, которое можно определить по формуле (1.4).

,                                                           (1.4)

 

 

,                                                           (1.5)

,                                         (1.6)

где k_иа – коэффициент использования по активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за наиболее загруженную смену. Его значение, для каждого электроприемника или для группы электроприемников, приводится в электротехническом справочнике[ ];

номинальная (паспортная) мощность электроприемника. Для приемников, работающих в повторно кратковременном режиме, данная мощность определяется по формуле (1.7);

определяется из справочных данных для каждого электроприемника.

,                                             (1.7)

где паспортная продолжительность включения в процентах.

Полная расчетная нагрузка группы электроприемников определяется выражением (1.8):

(1.8)

Расчетный ток определяется по формуле (1.9):

 

(1.9)

 

где U_н – номинальное напряжение сети, U_н = 380 В.

Значения величин       и        в итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием соответствующих значений каждой нагрузки:

 

(1.10)

 

(1.11)

Групповой коэффициент использования по активной мощности и tgφ определяются по соответствующим формулам (1.12), (1.13):

 

                                                                                                                (1.12)

 

(1.13)

Полученные в результате произведенных расчетов по формулам (1.1) – (1.13) данные сводим в таблицу 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2 Расчет электрических нагрузок по группе цехов ММЗ

 

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по корпусам.

По электротехническому справочнику [ ] находятся коэффициенты k_иа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Р_ср и реактивная Q_ср нагрузки по формулам (1.3), (1.7) соответственно. Затем с использованием значений n_э и k_иа по таблице[ ] находится коэффициент максимума k_ра, и определяются расчетные активная Р_р и реактивная Q_р нагрузки по формулам (1.1), (1.2) соответственно.

Расчетная осветительная нагрузка Р_р.осв и Q_p.осв цеха вычисляется по выражениям (1.14), (1.15) с учетом площади производственной поверхности пола F_ц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Р_уд.осв и коэффициента спроса на освещение К_с.осв [ ].

 

                                        ,                                         (1.14)

где Р_уд.осв принимается равным 0,001-0,02 кВт/м² в зависимости от назначения помещения.

,                                                   (1.15)

После суммирования нагрузок Р_р и Р_р.осв с учетом нагрузки Q_р вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха и ток по формулам (1.8), (1.9).

После нахождения нагрузок всех корпусов, рассчитывается строка «Итого по нагрузке 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Р_н, средние активные Р_ср и реактивные Q_ср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Р_р.осв,Q_р.осв,а так же полная нагрузка и ток по северо-восточной части ГРЦ в целом.

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных.

Таблицу заканчивает строка «Итого по группе цехов ММЗ», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициента использования, косинуса и тангенса .

Полученные в ходе расчетов данные сведены в таблицу 2.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий.

 

 

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

 

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ, электроприемников с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

                                                                                               (1.16)

где Р_рi, Р_рнi, Р_рвi, Р_роi – расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ, электроприемников свыше 1 кВ, электрического освещения, кВт;

m – масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м².

,

где Р_minp – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

R_min – минимальный радиус, R_min = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

;        ;                    (1.17)

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

                                                                                                            (1.18)

                                                                                                 (1.19)

где х_i, у_i– координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Расчет был произведен по формулам (1.18) – (1.21) и сведен в таблицу 3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3 – Расчет картограммы нагрузок.

 

 

 

Координаты центра электрических нагрузок: Х-244, Y-115, в данной точке возможна установка промежуточного РП.

 

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

 

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования.

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной по площади цеха нагрузке, с увеличением его площади должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

Плотность нагрузки определяется по формуле (2.1):

,                                              (2.1)

где S_р – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

F_ц – площадь цеха, м².

 

Таблица 4 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора S_Э.Т цеховой ТП и β [ ].

 

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

— выбор единичной мощности трансформатора;

— выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

— выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

— выбор местоположения.

Далее определим оптимальное число трансформаторов в цехе:

,                                     (2.2)

где К_{з доп} – коэффициент загрузки – допустимый. Он зависит от категории надежности.

      К_{з доп} = 0,7 – I категория;

      К_{з доп}= 0,8…0,85 – II категория;

      К_{з доп} = 0,93…0,95 – III категория;

ΔN_т – добавка до ближайшего целого числа;

m=f(N_{т min}, K_{з. доп}, ΔN_т).

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

 

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

                                       ,                               (2.3)

где  К_{з доп} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

S_ном – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

N_Т – число трансформаторов установленных в цехе;

Р_р – расчетная активная нагрузка цеха.

Реальная величина реактивной мощности, которую пропускают выбранные трансформаторы.

 

При Q_1р < Q_р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

                                                                                            (2.4)

  Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

                                                       ,                                     (2.5)

,                    (2.6)

где N_{Т.ВЗ.РЕЗ.} – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

При аварийном режиме следует произвести отключения, которые приведены в таблице 5.

Таблица 5 – отключения, которые необходимо произвести в п/а режиме.

 

 

Расчеты в таблице 5 сделаны исходя и выражений (2.7), (2.8), (2.9):

(2.7)

(2.8)

(2.9)

Результаты по выбору числа, мощности и типа трансформаторов приведены в таблице 6.

 

Потери активной мощности в трансформаторах можно определить по формуле:

ΔР_т = N∙(ΔР_хх + ∙ ΔР_кз),                             (2.8)

где N – число ТП в цехе;

К_{з норм} – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔР_хх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ΔР_кз – потери короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах определяются по формуле:

ΔQ_т = N∙,                             (2.9)

где I_хх – ток холостого хода, %;

U_кз – напряжение короткого замыкания, %;

      Sн.т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Освещение территории предприятия производим с ближайших цеховых ТП.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП  приведены в таблице 7.

Трансформаторные подстанции использую встроенные. Для данной части предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 500, 630, 1600, и Т3Р мощностью 800. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды и т.д.

 

Таблица 7 – Потери мощности в трансформаторах цеховых ТП.

 

 

3. Выбор схемы внутризаводского электроснабжения.

3.1 Выбор величины напряжения

 

Согласно НТП ЭПП-94 для распределительных сетей следует применять, как правило, напряжение 10 кВ. Так как отсутствует высоковольтная нагрузка с другим напряжением питания, а источник питания (ТЭЦ) имеет напряжение    10 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.

3.2  Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

 

При построении схемы электроснабжения необходимо учитывать требования НТП ЭПП-94.

Схему внутреннего электроснабжения можно выполнить как с промежуточным распределительным пунктом (РП), так и без него. Для выбора наиболее целесообразного варианта необходимо произвести технико-экономическое сравнение обоих вариантов. Распределение электроэнергии и в том, и в другом варианте осуществляется по магистральным схемам, так как подстанции расположены последовательно и не далеко друг от друга. Питание высоковольтных двигателей осуществляется по радиальной схеме. На заданном участке предприятия имеются потребители второй категорий, поэтому предусматривается секционирование во всех звеньях схемы. При выбранной схеме питания подстанций, перед цеховым трансформатором устанавливаются коммутационные аппараты.

3.3 Конструктивное выполнение электрической сети

 

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Распределительные сети предприятия напряжением 10 кВ выполним кабельными линиями.

В качестве основного способа прокладки выбираем прокладку кабелей в траншее (в одной траншее допускается прокладка шести кабелей). Поскольку грунт предприятия имеет среднюю коррозионную активность, в грунте имеются блуждающие токи, то, для прокладки в траншее, выбираем кабели типа ААШвУ [3]. Под автомобильной дорогой кабель прокладывается в трубах.

3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутризаводского электроснабжения с РП и без него.

Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

Рассматриваемые схемы представлены на рисунках 1,2. На данных схемах не изображены генераторы 30 МВт, которые установлены на шинах ГРУ ТЭЦ.

Рисунок 1 – Схема внутризаводского электроснабжения без РП

 

Рисунок 2 – Схема внутризаводского электроснабжения с РП.

 

 

В сравнении не будут учитываться приведенные затраты касающиеся трансформаторных подстанций, так как и в том и в другом варианте они одинаковы.

 

3.4.1 Расчет приведенных годовых затрат варианта схемы без РП.

 

3.4.1.1 Выбор кабелей

 

Выбор кабелей (КЛ) сводится к определению марки и сечения. Сечение КЛ определяют по экономической плотности тока по формуле (3.1):

                                                                                                        (3.1)

где экономическая плотность тока КЛ при Т_М=4500[];

I_Р.Л – рабочий ток линии.

Для определения рабочего тока КЛ воспользуемся формулой (3.2):

                                                                                                 (3.2)

где S_Р.Л – полная расчетная мощность, которая должна передаваться по данной КЛ(3.3). Для магистральной линии мощность ее величина определяем для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформа­торов, питающихся по данному участку магистральной линии;

n – количество параллельных КЛ;

U_н – рабочее напряжение КЛ.

                                                                                                (3.3)

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле (3.4):

                                                                                    (3.4)

  где К_П — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4, табл.1.3.26];

К_t — поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [1, табл.1.3.3].

Проверка кабеля по допустимому току в нормальном режиме работы осуществляется по выражению (3.5):

                                                                                                         (3.5)

 где  n —  число запараллеленных кабелей в кабельной линии.

 Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребители первой и второй категорий. При этом нагрузка на линию удваивается:

                                                                                               (3.7)

Допустимая нагрузка кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению (3.8):

                                                                                              (3.8)

где К_ав — коэффициент перегрузки, определяется по [4, табл.1.3.2] в зависимости от коэффициента предварительной нагрузки  и продолжительностью перегрузки.

Проверка кабеля по допустимой току нагрузки, осуществляется по выражению (3.9):

                                                                                                                       (3.9)

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

                                                (3.10)

где Р_Р, Q_Р — расчетные активная и реактивная нагрузки КЛ;

r₀, х₀ – удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля;

l – длина кабельной линии.

 

3.4.1.2 Проверка КЛ на термическую стойкость.

 

Для проверки КЛ на термическую стойкость, необходимо определить тепловой импульс от действия тока к.з. на данную КЛ.

Тепловой импульс от тока к.з. рассчитывается по формуле(3.11):

                                                                                       (3.11)

где I_Пt– периодическая составляющая тока к.з;

t_з– минимальное время действия релейной защиты;

t_св – собственное время срабатывания выключателя ;

T_а — время затухания апериодической составляющей тока к.з.

Для того чтобы найти мощность к.з. на шинах ГРУ ТЭЦ составим схему замещения сети представленной на рисунке 1. Наибольшее значение тока к.з.  на данных шинах будет при включении секционного выключателя, установленного между этими шинами. Данный случай возможен при повреждении одной из ВЛ, соединяющих энергосистему и ТЭЦ ГРЦ.

       Рисунок 3 – Схема замещения варианта без РП для расчетов тока к.з. в точке К2.

В данной схеме величина тока к.з. в точке К1, без учета подпитки со стороны энергосистемы, задана по условию равной 13,6 кА.

Для данной схемы значения сопротивлений можно рассчитать следующим образом:

Реактивное сопротивление энергосистемы можно найти по формуле (3.13):

                                                                                      (3.13)

 где U_CР.СТ – величина среднего напряжения на ступени, для которой определяется ток к.з., то есть на шинах ГРУ ТЭЦ. Она равна 10,5 кВ;

U_CР.С – величина среднего напряжения на шинах энергосистемы;

I_К – величина тока к.з. на шинах подстанции энергосистемы.

 Ом

Реактивное сопротивление ВЛ и КЛ определяется  по формуле (3.14):

                                                                                       (3.14)

где U_CР.Л – величина среднего напряжения ВЛ равная среднему напряжению энергосистемы;

— величина реактивного сопротивления для ВЛ 110 кВ сечением 120/19 на один км длины линии;

l – длина ВЛ, равная 1,52 км.

 Ом

Реактивное сопротивление кабельной линии соединяющей реактор с шинами ГРУ ТЭЦ:

Ом

Реактивное сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле (3.15):

                                                                                            (3.15)

где U_К – напряжение к.з. в процентах от номинального напряжения трансформатора, в данном случае равная 11%;

S_H.Т – номинальная мощность трансформатора, равная 32 МВА.

 Ом

Реактивное сопротивление генераторов можно найти по формуле (3.16):

                                                                                 (3.16)

где хd’’ – сверхпроводное сопротивление. Для данного генератора равное 0,125;

Р_Г, cosφ – справочные данные генератора, значения которых равны соответственно 30 МВт и 0,8.

 Ом

 

 

 

 

 

 

 

 

После упрощения, данная схема примет вид:

       Рисунок 4 – Упрощенная схема замещения .

 

Для этой схемы х_ЭКВ определяется по формуле (3.12):

                                                                                    (3.12)

где х_С – реактивное сопротивление энергосистемы;

х_Л – реактивное сопротивление воздушной линии соединяющей подстанцию энергосистемы и ТЭЦ ГРЦ;

х_Т – реактивное сопротивление трансформаторов связи установленных на ТЭЦ ГРЦ.

Следовательно:

       Ом

Ток трехфазного к.з. в точке К2 можно определить по формуле (3.22):

                                                                                                                  (3.22)

где Е_*– сверхпроводные ЭДС соответствующих элементов схемы [  ].

Для уменьшения значения тока к.з., во всех присоединениях к шинам ГРУ ТЭЦ, необходимо установить токоограничивающие реакторы. Сопротивление реактора можно определить по формуле (3.23):

                                                                                             (3.23)

где  х₃ – требуемое сопротивление цепи к.з., для обеспечения допустимого тока отключения выключателя, установленного в этой же цепи. Определяется по формуле (3.24);

х₄ – сопротивление схемы до шин ГРУ ТЭЦ. Определяется по формуле (3.25).

                                                                                         (3.24)

                                                                                            (3.25)

Тогда:

Ориентировочно принимаем для установки реактор с индуктивным сопротивлением 0,14 Ом.

Реальное действующее значение тока периодической составляющей за реактором можно определить по формуле (3.26):

                                                                                  (3.26)

где х_Р.СТ – стандартное значение сопротивления реактора из каталога.

 Уровень остаточного напряжения на шинах при КЗ непосредственно за реактором определяется по формуле (3.27):

                                                                                  (3.27)

Остаточное напряжение за реактором не соответствует допустимому значению, которое должно быть больше 65-75 % [ ]. Поэтому выбираем реактор с большим сопротивлением. Например, с сопротивлением 0,35 Ом.

Тогда:

Следовательно:

Остаточное напряжение за реактором в допуске.

Принимаем к установке реакторы типа РБГ-10-630 со стандартным сопротивлением 0,35 Ом, током электродинамической стойкости 40 кА, током термической стойкости 15,6 кА и временем термической стойкости 6с.

Проверим выбранный реактор на термическую стойкость по выражению (3.28):

                                                            (3.28)

где — ток термической стойкости для выбранного выключателя;

— время протекания термической стойкости.

Проверим выбранный реактор на динамическую стойкость по выражению (3.29):

                                                                              (3.29)

где k_уд – ударный коэффициент в точке к.з.

Минимальное сечение жил КЛ, подключенных к шинам ГРУ ТЭЦ, по условию термической стойкости определяется по формуле(3.30):

                                                                                                      (3.30)

где С — коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после короткого замыкания и до него. Для алюминия его величина равна 98,5.

Принимаем для установки КЛ  сечением 2х95 мм² (ГРУ-ТП1) и 2х120 (ГРУ-ТП4)

Для проверки на термическую стойкость КЛ, подключенных между ТП, необходимо найти величину тока к.з на вводах соответствующих ТП по формуле(3.3):

                                                                                             (3.31)

где х_ЭКВ.1 – величина сопротивления схемы до ввода соответствующей ТП. Ее можно найти по формуле(3.32).

                                                   (3.32)

где x_КЛ – реактивное сопротивление  соответствующей КЛ, подключенной к ГРУ ТЭЦ.

U_{СР.ГРУ.ТЭЦ} – величина среднего напряжения на шинах ГРУ ТЭЦ.

Для ТП 1:

 

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле(3.28).

Принимаем к установке между ТП2 и ТП1 КЛ сечением 120 мм².

Для ТП 2:

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле(3.30).

Принимаем к установке между ТП2 и ТП3 КЛ сечением 95 мм².

 

Для ТП 4:

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле(3.30).

Принимаем к установке между ТП4 и ТП6 КЛ сечением 95 мм².

 

Для ТП 6:

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле(3.30).

Принимаем к установке между ТП6 и ТП5 КЛ сечением 95 мм².

 

 

3.4.1.3 Расчет потерь активной энергии в КЛ и реакторах.

 

Потери активной энергии в КЛ за год можно определить по формуле (3.33):

                                                                                    (3.33)

где r₀ – активное сопротивление соответствующей КЛ;

годовое число часов максимальных потерь, определяемых по соотношению (3.34).

                                                                                      (3.34)

где годовое число часов работы предприятия, равное 8760 ч/год;

годовое число использования получасового максимума активной нагрузки.

Результаты расчетов по выбору КЛ для варианта без РП заносим в таблицу 8:

 

Потери активной энергии в реакторах определяются по формуле (3.35):

                                                                           (3.35)

где I_Р – расчетное значение тока, протекающего через реактор;

I_НОМ.Р – номинальное значение тока данного реактора;

∆Р_Ф.Р – потери активной мощности в фазе данного реактора.

Результаты расчетов потерь активной энергии в реакторах заносим в таблицу 9:

 

Таблица 9 – Потери активной энергии в реакторах.

 

 

3.4.1.4 Расчет приведенных годовых затрат

 

Для расчета годовых затрат для первого и второго варианта примем удельную стоимость потерь электроэнергии:

Такова стоимость электроэнергии поставляемой в цеха ММЗ.

Для подключения КЛ к шинам ГРУ ТЭЦ используем ячейки КРУ – 2 – 10 с номинальным током 630 А, током электродинамической стойкости 51 кА, термической стойкости 20 кА и временем термической стойкости 3 с.

Проверим выбранную ячейку на термическую стойкость по выражению (3.28):

Проверим выбранную ячейку на электродинамическую стойкость по выражению (3.29):

Результаты расчета годовых приведенных затрат по варианту без РП  сведены в таблицу 10.

Таблица 10 – Расчет годовых приведенных затрат по варианту без РП.

 

 

3.4.2 Расчет приведенных годовых затрат варианта схемы с РП.

 

Выберем КЛ для схемы, представленной на рисунке 2 по формулам (3.1) -(3.10) .

Проверка данных КЛ на термическую стойкость осуществляется по формулам (3.11)-(3.31).

Схема замещения сети будет выглядеть так же, как и схема замещения сети для варианта без РП. Изменится только величина сопротивлений в ветви с генератором, расположенным за межсекционным реактором. Данная схема замещения представлена не рисунке 5:

Рисунок 5 – Схема замещения сети для варианта с РП.

Для данной схемы сопротивление тройной КЛ сечением 240 мм²,принятой по условию допустимой нагрузки по току, соединяющей РП и шины ГРУ ТЭЦ будет равно:

 Ом

Токоограничивающие  реакторы в отходящих от шин ГРУ ТЭЦ соединениях выбираем той же марки и с тем же значением сопротивления, что и выбранные реакторы для варианта без РП, но с номинальным током 1000 А.

 

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле (3.30):

Выбранные КЛ подходят по условиям термической стойкости.

 

Ток к.з. на шинах РП будет равен:

(3.37)

где х_ЭКВ – величина сопротивления схемы до ввода соответствующей ТП. Ее можно найти по формуле(3.38);

                                                 (3.38)

где x_КЛ – реактивное сопротивление  соответствующих КЛ, подключенных к ГРУ ТЭЦ.

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле (3.30):

Принимаем к установке для подключения к шинам РП КЛ сечением 185  мм² (ТП1, ТП3, ТП4).

Для ТП 1:

Тогда:

 

 

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле (3.30):

Принимаем к установке между ТП1 и ТП2 КЛ сечением 95 мм².

 

Для ТП 3:

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле (3.30).

Принимаем к установке между ТП3 и ТП5 КЛ сечением 120 мм².

 

Для ТП 5:

Тогда:

Следовательно:

Проверим КЛ на термическую стойкость по формуле (3.30).

Принимаем к установке между ТП5 и ТП6 КЛ сечением 95 мм²

 

3.4.2.3 Расчет потерь энергии в КЛ и реакторах.

 

Потери активной энергии в проводах линии за год можно определить по формуле(3.21):

Результаты расчета по выбору КЛ заносим в таблицу 11.

 

 

Потери активной энергии в реакторах вычисляются по формуле (3.35).

Результаты расчета потерь активной энергии в реакторах заносим в таблицу 12:

Таблица 12 – Потери активной энергии в реакторах.

 

 

На стороне ГРУ ТЭЦ и РП используем распределительные ячейки те же, что и в варианте без РП.

Принимаем для установки в ячейку, соединяющую две секции шин РП  вакуумный выключатель ВВЕ –10-20/1000У3.

Его каталожные и расчетные параметры занесены в таблицу 13:

 

Таблица 13 – Расчетные и каталожные данные секционного выключателя.

Расчётные данные		Условия выбора	Каталожные данные
			ВВЕ –10-20/1000
U, кВ	10	Uуст <  Uном	10
Iраб утяж, А	936,2	Iмах <  Iном	1000
Iп,о,кА	12,5	Iпо <  Iдин	31,5
Iуд, кА	30,1	Iуд <  iдин	52
Iп,т, кА	12,5	Iп,т<Iоткл.ном	31,5
Bk, кА^2 ∙ с	165,8	Bк  <  Iтер^2∙tтер	2976,75

 

Ударный ток короткого замыкания на шинах РП:

                                                                                             (3.39)

где k_y — ударный коэффициент равный 1,8 [1].

Проверим выключатель на термическую стойкость по соотношению (3.28):

Выбранный выключатель подходит для установки на шинах РП.

 

3.4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд для РП.

 

Основными потребителями на РП являются: обогрев приводов, освещение подстанции, а при наличии постоянного оперативного тока – зарядный и подзарядный агрегаты.

 

 

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд РП являются: оперативные цепи, система связи, телемеханики, аварийное освещение, система пожаротушения.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности.

Необходимо определить основные нагрузки собственных нужд подстанции Руст, Qуст и расчётную нагрузку:

                                                                                    (3.40)

где к_с – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

Реактивная установленная мощность определяется по формуле (1.6).

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из условия (3.41):

(3.41)

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВА.

Результаты расчетов нагрузок по ЗРУ занесены в таблицу 14:

 

Таблица 14 – Расчет нагрузок в ЗРУ.

 

 

Для обеспечения возможности резервирования устанавливаем два трансформатора ТМ-25/10.

Коэффициент загрузки трансформатора можно определить по формуле (3.42):

                                                                                               (3.42)

Коэффициент загрузки трансформатора в допуске.

Результаты расчетов КЛ для подключения ТСН заносим в таблицу 15:

 

Таблица 15 – Расчет КЛ для подключения ТСН.

 

Потери активной энергии в ТСН можно определить по формуле (3.43):

                                                                              (3.43)

где ∆Р_хх – потери холостого хода в трансформаторе ТМ-25/10;

∆Р_к.з – потери холостого хода в трансформаторе ТМ-25/10;

К_з.норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме.

Перед трансформаторами ТСН устанавливаем предохранители, которые выбираются по условию (3.44):

                                                                                                  (3.44)

Расчетный максимальный ток выключателя можно определить по формуле (3.45):

                                                                                             (3.45)

Принимаем для установки предохранители ПКТ 101-10-5-20 У1 с номинальным током 5 А, и током термической стойкости 20 кА.

На стороне 0,4 кВ ТСН выбираем автоматические выключатели по условию (3.49):

Расчетный максимальный ток выключателя можно определить по формуле:

Выбираем автоматические выключатели ВА-СЭЩ-250.

Результаты расчета годовых приведенных затрат по варианту с РП  сведены в таблицу 16.

Таблица 16 – Расчет годовых приведенных затрат по варианту с РП.

 

 

Годовые приведенные затраты в варианте с РП больше, чем в варианте без РП на 41,1 %, поэтому использование его не целесообразно.

 

3.5 Выбор КЛ для питания корпусов с маломощной нагрузкой.

 

Корпуса 15, и 15а потребляют небольшую мощность, и, поэтому их питание осуществляется соответственно от ТП 4 по низковольтной стороне.

Корпус 15 и 15а является потребителем третьей категории категории по надежности , следовательно, резервирование не требуется.

Выбор КЛ для питания данных корпусов осуществляется по формулам (3.1), (3.10).

Проверка на термическую стойкость данных КЛ в сети 0,4 кВ согласно ПУЭ не производится.

Результаты расчета по выбору КЛ, прокладываемых до корпусов 15 и 15а, заносим в таблицу 17.

 

 

4. Расчет токов к.з.

 

Схема замещения сети для расчетов токов к.з. представлена на рисунке 6:

Рисунок 6 – Схема замещения сети.

 

На данной схеме х=0,14 Ом – сопротивление сети до точки кз за реактором (К), а Е=1,08 – суммарная ЭДС, включающая в себя подпитку всех источников. Данные величины посчитаны исходя из величины тока к.з. на шинах ГРУ ТЭЦ в максимальном режиме.

Сведем в таблицу 18 полученные в предыдущем разделе значения токов к.з. в указанных на схеме замещения точках.

 

Таблица 18 – Значения токов к.з. в точках схемы.

 

 

Ток в к.з в остальных точках можно определить по формуле (4.1) с учетом сопротивлений всех элементов сети до соответствующей точки к.з.

                                                                                             (4.1)

где х_ЭКВ’ – сопротивление сети до соответствующей точки к.з.

При расчете токов к.з. в сети 0,4 кВ необходимо учитывать активные и реактивные сопротивления всех элементов схемы, и в знаменателе формулы (4.1) будет не реактивное сопротивление, а полное — z. Для того, чтобы учесть сопротивления всех элементов схемы, в схему замещения вводиться величина Rп, равная 0,015 Ом. []

Ток к.з. в точке К7 будет равен:

                                                                                             (4.2)

где z₁ – полное сопротивление сети до точки К9.

Полное сопротивление трансформатора цеховой ТП3:

Активное сопротивление трансформатора:

Индуктивное сопротивление трансформатора:

Сопротивление сети до точки К3:

Тогда:

Результаты расчетов токов к.з., в остальных точках сети, сведем в таблицу 19.

 

Таблица 19 – Значения токов к.з. в контрольных точках схемы.

 

 

При выключенном секционном выключателе на шинах ГРУ ТЭЦ и на шинах 0,4 кВ цеховой ТП4 и ТП5 схема замещения цепи внутризаводской сети для расчета релейной защиты будет выглядеть так как показано на рисунке 6.

Для данной схемы:

Значения токов к.з. в остальных точках схемы занесем в таблицу:

 

Таблица 20 – Результаты расчетов токов К.З. для схемы, изображенной на рисунке 6

 

Рисунок 6 – Схема замещения сети для расчета токов к.з.

5. Выбор оборудования для схемы  внутризаводского электроснабжения.

 

5.1 Выбор выключателей, а так же трансформаторов тока и трансформаторов напряжения для комплектации КРУ на стороне НН ГРУ ТЭЦ.

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КРУ-2-10. В комплектацию к данной ячейке входят вакуумные, либо элегазовые выключатели производства Schneider Electric, трансформаторы тока типа ТОЛ и трансформаторы напряжения типа НАМИ.10. На вводе в КРУ выбран выключатель LF-2-10. Данный выключатель выбирается по максимальному расчетному току отходящих присоединений. В данном случае наибольший ток протекает по КЛ 2;4. Его величина равна 262,5 А. Максимальный расчетный ток в одной из КЛ 2 или 4, в аварийном режиме, увеличится вдвое, по сравнению с номинальным, и будет равен 525 А.

Результаты выбора выключателей на вводах КРУ сведем в таблицу 20:

Таблица 20 – Выбор выключателей на вводе в КРУ

Расчётные данные		Условия выбора	Каталожные данные
			LF-2-10
U, кВ	10	Uуст <  Uном	10
Iраб утяж, А	525	Iмах <  Iном	630
Iп,о,кА	12,37	Iпо <  Iдин	31,5
Iуд, кА	33,1	Iуд <  iдин	81
Iп,т, кА	12,37	Iп,т<Iоткл.ном	31,5
Bk, кА^2 ∙ с	88	Bк  <  Iтер^2∙tтер	2976,75

Выбор трансформаторов тока на вводе в КРУ приведен в таблице 21.

 

Таблица 21 – Выбор трансформаторов тока

Расчётные данные		Условия выбора	Каталожные данные
			ТОЛ-10-600-0,5/10Р
U, кВ	10	Uуст <  Uном	10
Iраб утяж, А	525	Iмах <  Iном	600
Iуд, кА	33,1	Iуд <  iдин	100
Bk, кА^2 ∙ с	88	Bк  <  Iтер^2∙tтер	4800

 

Во вторичную цепь трансформатора тока включаем счетчик энергии, с функциями измерения силы тока и мощности, а так же другими функциями.

 

Определим нагрузку по фазам трансформатора тока (таблица 22).

 

Таблица 22 – Нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Кол-во	Потребляемая мощность, ВА
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э47	1	0,5	—	—
Ваттметр	Ц42303/1	1	0,5	—	0,5
Счетчик активной/реактивной энергии	СЕ 303	1	0,1	0,1	0,1
Итого:			1,1	0,1	1,1

 

Общее сопротивление приборов определяется по формуле:

(5.1)

где S_П – потребляемая мощность самой загруженной фазы, ВА;

I₂ = 5 А – вторичный ток трансформатора тока.

 

Допустимое сопротивление соединительных проводов:

(5.2)

где z– допустимая вторичная нагрузка трансформаторов тока, для трансформатора тока типа ТОЛ равная 0,6 Ом;

R_К = 0,015 Ом – переходное сопротивление контактов.

 

Сечение соединительных проводов:

(5.3)

где ρ = 0,0283 (для алюминиевых жил) Ом /мм²–удельное сопротивление материала провода;

l_Р = 6,93 м – расчетная длина контрольного кабеля (определяется в зависимости от схемы включения трансформаторов тока) [7].

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых  проводов 4 мм², поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

 

5.2 Выбор  коммутационной  аппаратуры на  стороне  высшего  напряжения  трансформаторных подстанций.

 

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-500, КТП-630,  КТП-800, КТП-1600  комплектуются выключателями нагрузки типа ВНТ-10 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПКТ. Номинальный ток цехового трансформатора определяется по формуле:

(5.4)

где К_З.Н. – коэффициент загрузки цехового трансформатора в нормальном режиме.

Максимальный (послеаварийный) ток цехового трансформатора:

(5.5)

где К_З.П/А – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

Результаты выбора сводим в таблицу 23.

 

Таблица 23 – Выключатели нагрузки и предохранители

 

 

Выбор коммутационных аппаратов на стороне низшего напряжения ТП осуществляется по расчетному току нагрузки данных ТП, в нормальном и утяжеленном режиме. Результаты выбора сведены в таблицу 24.

 

Таблица 24 – Автоматические выключатели

 

Выбранные автоматические выключатели ВА-СЭЩ TD-160 обладают отключающей способностью – 50 кА, АН-06-40Е – 100 кА, что больше Iк, кА на соответствующих ТП и НРП .

 

6. Выбор схемы внутрицехового электроснабжения.

 

6.1 Построение схемы электроснабжения

 

Распределение электроэнергии в данном корпусе выполняется по магистральным схемам. Магистральные схемы напряжением 0,4 кВ должны применяться при последовательном, линейном расположении распределительных щитов (ШР), при небольшой суммарной номинальной мощности электроприемников, питающихся от этих ШР. Радиальные схемы следует применять, если ШР расположены в различных направлениях от источника питания, а также в том случае, когда через них передается достаточно большая мощность. Радиальные схемы применяются так же для питания источников аварийного освещения. Все эти схемы выполняются с помощью кабельных линий.

 

6.2 Конструктивное  выполнение  электрической  сети

 

Внутрицеховая сеть выполняется кабельными линиями ВВГнг. Прокладка КЛ в производственной части корпуса осуществляется в лотках, а в административной части в кабельканалах вдоль стен на высоте не менее 2 метра.

Схема внутрицехового электроснабжения корпуса 40 представлена не рисунке 8.

 

 

Рисунок 8 – Схема внутрицехового электроснабжения корпуса 50.

 

 

6.4 Расчет кабельных линий.

 

Расчет КЛ производится по формулам (3.1), (3.10).

Расчет нагрузки аварийного освещения выполняется, исходя из требований СНиП 23-05-95, согласно которым минимальная освещенность от источников аварийного освещения должна быть не менее 5% от уровня, нормируемого для рабочего освещения, по формулам (6.3), (6.4).

                                         ,                                         (6.3)

                                                       ,                                            (6.4)

Результаты расчетов по выбору КЛ для аварийного и рабочего освещения заносим в таблицу 25.

 

 

 

 

 

 

Таблица 25- Выбор КЛ для питания ШРО и ШАО в корпусе 40.

 

 

Результаты расчета КЛ для питания ШР заносим в таблицу 26.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 26 – Выбор КЛ для питания ШР в корпусе 40.

 

 

 

 

 

 

6.5 Выбор вводного распределительного шкафа и коммутационных аппаратов на 0,4 кВ.

 

В качестве вводных распределительных шкафов используем шкафы типа ШРНН – 01-14-3150 и ШРНН – 02-14-3150 .

В качестве коммутационных аппаратов на шинах 0,4 кВ используем автоматические выключатели марки ВА-СЭЩ. Межсекционный выключатель используем марки АН-06-40Е 1600 А.

Номинальный ток выключателя подбирается по расчетному току отходящих присоединений на шинах 0,4 кВ.

Выбранные выключатели сводим в таблицу 27.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 27 – Выбор автоматических выключателей.

 

 

Допускается комплектование ШРНН другими автоматическими выключателями, но с номинальным рабочим током большим или равным расчетному току отходящих присоединений.

 

6.6 Выбор шкафов распределительных (ШР) 0,4 кВ.

 

Распределительные шкафы выбираются по расчетному току нагрузки, питающейся от данного шкафа, и количеству присоединений.

Результаты  выбора  ШР сводим в таблицу 30.

 

Таблица 30 – Выбор распределительных шкафов и щитов в корпусе 40.

 

 

7 Выбор и обоснование режима нейтрали электрической сети.

Сеть 10 кВ проектируемого объекта питается от ТЭЦ.  Поскольку от последней получают питание и другие потребители, емкостные токи на секциях шин  ТЭЦ такие, что требуется установка дугогасящих реакторов.

Так как в окружающей среде отсутствуют взрывоопасные смеси, то согласно требованиям ПУЭ, внутрицеховая сеть напряжением 0,4 кВ выполняется с глухим заземлением нейтрали.

 

8 Компенсация реактивной мощности.

Рассмотрим компенсацию реактивной мощности на шинах 0,4 кВ цеховых ТП, потому как нет подробной информации о сторонних высоковольтных и низковольтных нагрузках.

8.1 Описание схемы электроснабжения.

 

Цеховые ТП запитаны от шин ГРУ ТЭЦ по кабельным линиям. Распределение нагрузки на данных шинах симметричное, поэтому расчет производим только для нагрузки, подсоединенной к одной секции. Расчетная схема сети представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 – Расчетная схема сети

 

В таблице 32 приведены исходные данные для схемы электроснабжения.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 32 –Исходные данные для схемы электроснабжения.

 

 

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле:

                                                      ,                                         (8.1)

где U_Н – номинальное напряжение трансформатора;

Активное сопротивление кабельной линии:

                                                                                                                         (8.2)

где R₀ – удельное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина линии, км;

8.2 Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности

                                                  ,                                   (8.4)

 

 

8.3 Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.

 

Для низковольтных БК (0,4 кВ):

                                             ,                              (8.5)

где E – коэффициент амортизационных отчислений, для БК он равен 0,223;

K_НБК– капиталовложения на 1Мвар низковольтных БК;

ΔP_НБК – удельные потери активной мощности в НБК на генерацию одного Мвар, кВт/Мвар;

 

8.4 Определение эквивалентных активных сопротивлений.

 

Для определения эквивалентных активных  сопротивления магистральных линий составим схему замещения:

Рисунок 9 – Схема замещения магистральной линии

с двумя ответвлениями.

Для данной схемы замещения:

r₀₁ = R_л1,

r₁₂ = R_л2,           

r₁ = R_Т1,            

r₂ = R_Т2.            

 

Эквивалентные сопротивления присоединений определяются по формулам:

 

(8.6)

(8.7)

 

Значения эквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 34.

 

 

 

 

Таблица 34 – Значения сопротивлений схемы замещения.

 

8.5 Определение реактивной мощности источников

 

Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей, подключенных к шинам трансформаторных подстанций, определяется по формуле:

                                                                                                (8.8)

 

(8.9)

 

 

 

(8.10)

(8.11)

где ;

Результаты расчёта мощностей Q_ci низковольтных БК сводим в таблицу 35.

 

 

Таблица 35 – Расчет мощностей НБК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 Определение критерия целесообразности установки высоковольтного распределительного пункта

 

Целесообразность установки высоковольтного распределительного пункта (ВРП) зависит от многих параметров, таких как расстояние от источника питания электроэнергией, мощности потребителей подключенных к ВРП, количество отходящих к потребителям присоединений, распределение мощностей нагрузки по кабельным линиям, мощность короткого замыкания,  число часов максимальных потерь, стоимость потерь электроэнергии, показатели надежности. Но в своем дипломном проекте упрощая, будем использовать четыре основных параметра:

1- расстояние от источника питания до первых потребителей(L,км);

2- мощность потребляемой нагрузки (S_нагр.,кВа);

3-количество отходящих от источника питания к потребителю присоединений (n, шт);

4- Распределение мощностей нагрузки по кабельным линиям (будем рассматривать линейное распределение и равномерное).

Остальные параметры будем фиксировать и брать для моего машиностроительного предприятия.

Из инструкции РД-34.20.185-94 следует, что:

Целесообразность сооружения РП 10(6) кВ должна обосновываться технико-экономическим расчетом. Нагрузка РП на расчетный срок должна составлять  на шинах 10 кВ не менее 7 МВт, на шинах 6 кВ — не менее 4 МВт.  Распределительные пункты 10(6) кВ следует, как правило, выполнять с одной секционированной системой сборных шин с питанием по взаимно-резервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе должно предусматриваться устройство АВР.

При наличии менее восьми отходящих от распределительных пунктов линий целесообразность со­оружения РП должна быть обоснована. Распределительные пункты следует размещать на границе питаемых ими участков сети таким обра­зом, чтобы не было обратных потоков мощности.

 

Для определения целесообразности установки ВРП напряжением 10 кВ сравним две схемы электроснабжения (рисунок 9.1).

Первый вариант схемы – питание потребителей по магистральной схеме.

Второй вариант схемы – питание потребителей по радиально-ступенчатой схеме.

Часть схемы, которая находится правее пунктирной линии принимается одинаковой в обоих вариантах и при расчетах не учитывается.

Для каждого варианта нужно написать целевую функцию затрат, т.е. зависимость приведенных годовых от указанных выше четырех параметров.

Целевая функция затрат:

 

,                                          (9.1)

 

где E_нΣ – суммарный коэффициент отчислений от капиталовложений,

Ki – стоимость i-го оборудования (тыс. руб),

И_Э – издержки, т.е. стоимость потерь активной энергии в кабелях и трансформаторах (тыс. руб./год),

У- ущербы от недоотпуска электроэнергии в результате плановых и аварийных ремонтов (тыс. руб./год).

 

           Рисунок 8.1 – Электрические схемы вариантов электроснабжения

 

 

В свою очередь издержки находятся по формуле:

 

,                                            (9.2)

 

где С₀— удельная стоимость потерь активной энергии (руб./кВт_*час),

ΔW_Σ— потери активной энергии (Мвт_*час/год).

 

Ущербы находятся по формуле:

 

,                         (9.3)

 

где- W_{недоот.пл.}, W_{недоот.п/ав.}— недоотпущенная энергия (Мвт_*час/год),

У_уд.пл., У_{уд.п/ав.}— удельные ущербы от недоотпуска электроэнергии (руб./кВт_*час).

 

Рассмотрим распределение нагрузки по кабельным линиям, от этого будет зависеть выбор сечения кабельной линии, ее стоимость, и потери активной энергии в кабеле. Количество присоединений берем для одной секции шин. А половина нагрузки потребителя будет приходится тоже на одну секцию шин.

Линейное распределение мощности показано на рисунке 8.2.

 

Рисунок 8.2 – Линейное распределение мощности

Из рисунка 8.2 видно, что первый кабель всегда имеет нагрузку S1=200 кВа – минимально передаваемая мощность по 10 кВ кабелю. Остальная нагрузка линейно распределяется по n-1 оставшимся кабелям. И при линейном распределении нагрузки на n-1 кабели  приращение ΔS=const.

Тогда нагрузка на n-1 кабель при условии равенства соsφ всех присоединений определится по выражению:

 

,                                            (9.4)

 

где ΔS – приращение нагрузки  кабеля;

N – номер присоединения или кабеля.

Для нахождения приращения ΔS по рисунку 8.2 составим  уравнение:

 

,  (8.5)

;                              (9.6)

;                                    (9.7)

 

                                            (9.9)

 

где S_нагр – мощность нагрузки потребителя, кВа.

 

При равномерном распределении нагрузки передаваемая мощность в каждом кабеле присоединения будет одинаковая и может быть найдена по формуле:

 

                                                  (9.10)

 

Далее по мощностям в кабельных линиях находим номинальные токи в них.

Сечения кабельных линий выбираю с учетом термической стойкости и двух- кратной загрузки в аварийном режиме также как в главе 4 настоящей пояснительной записки.

Годовые потери энергии в кабельных линиях (Мвт_*ч) находятся по формуле:

 

 ,                            (9.11)

 

где (по [3])- удельные потери активной мощности КЛ на единицу длины,

L-длина кабельной линии,

К_З.i— коэффициент загрузки i-ой КЛ в нормальном режиме,

 

                                      ,                                              (9.12)

 

Iдоп., Iав.- токи допустимые и в аварийном режиме.

 

Внесем в формулу затрат элементы надежности электроснабжения.

Будем определять ущербы от недоотпуска электроэнергии в случае аварийного простоя. Ущерб от плановых простоев не рассматриваем так как для двух вариантов он одинаковый.

 

Структурная схема для определения надежности двух вариантов показана на рисунке 8.3:

 

Рисунок 8.3 – Структурная схема для определения надежности:

1 — выключатель на ГПП;

2 — кабельная линия;

3 — выключатель на ВРП;

4 – секционный выключатель;

к – число параллельно прокладываемых линий;

m – число выключателей на ВРП равное n+1.

 

Характеристики надежности элементов, указанных на рисунке 8.3 приведены в таблицу 8.1.

 

 

Таблица 8.1 – Показатели надежности элементов

 

Рассчитаем показатели надежности первого варианта.

Преобразуем схему первого варианта на рисунке 8.3

 

 

 

Рисунок 8.4 – Преобразование структурной схемы по первому варианту

 

Тогда частота отказов эквивалентного звена 3 находится по формуле:

 

                                              (9.13)

 

 

Время восстановления эквивалентного звена 3:

 

                                                (9.14)

 

 

Рассчитаем показатели надежности второго варианта.

Преобразуем схему второго варианта на рисунке 8.3

 

 

Рисунок 8.5 – Преобразование структурной схемы по второму варианту

 

Тогда частота отказов 6-го и 7-го эквивалентных элементов находится по формуле:

 

                               (9.15)

 

 

Время восстановления 6-го и 7-го эквивалентных элементов:

 

                                                (9.16)

 

 

 

Частота отказов  эквивалентного звена 8 находится по формуле (ее вывод смотри в главе 4):

,                                            (9.17)

 

где Т_пл.— время планового простоя цепи ГПП – РП (Т_пл.=34,4 часа)

Время восстановления эквивалентного звена 8:

 

                                              (9.18)

 

Время восстановления эквивалентного звена 9:

                                      (9.19)

 

По времени восстановления эквивалентного звена 9 находим недоотпущеную энергию по второму варианту при полном гашении ВРП по формуле:

 ,                               (9.20)

 

где  Т_им. – число часов использования максимума нагрузки (для каждого предприятия свой);

соsφ – коэффициент реактивной мощности (соsφ =0,8).

 

Найдем недоотпущеную энергию по второму варианту в режиме простоя одной из двух взаимно резервируемых цепей.

 

 

Рисунок  8.6 – Структурная схема для определения ущерба из-за аварийного простоя выключателей, установленных на отходящих присоединениях ВРП

Время восстановления элемента 5:

 

                                                  (9.21)

 

 

Пусть недоотпущеная энергия при простое одного выключателя составляет 20 % энергии. Тогда недоотпущеная энергия в режиме простоя цепи определится по формуле:

 

                          (9.22)

 

Тогда ущерб по второму варианту найдется как:

 

                 (9.23)

 

Недоотпущеная энергия в режиме простоя одной цепи по первому варианту находится по формуле:

                           (9.24)

 

Тогда ущерб по первому варианту найдется как:

 

                             (9.25)

 

Стоимость оборудования указана в таблице 8.2.

 

Таблица 8.2 – Стоимость элементов электросети

 

 

Все зависимости линейные.

 

С учетом выше написанного составляется целевая функция затрат по каждому варианту  З=f(L, S, n)

C помощью программы Microsoft Excel строятся электронные таблицы и производятся расчеты затрат по обоим вариантам. Пример таблицы показан на рисунке 8.7.

 

Далее представим некоторые зависимости построенные по данным полученным из электронных таблиц.

Для линейного распределения мощности:

1. Зависимость затрат от расстояния (L) между ГПП и ВРП для нескольких мощностей (S), при  n=6.

 

 

Рисунок 8.8 – Зависимости затрат на варианты при разной длине линии и мощности нагрузки.

 

С увеличением мощностей нагрузки потребителей экономически целесообразное расстояние от ГПП до ВРП уменьшается. Другими словами с ростом нагрузки потребителей становится выгодным вариант электроснабжения через ВРП.

 

2. Зависимость затрат от расстояния (L) между ГПП и ВРП для конкретного числа присоединений (n), при Sн=10000 кВа.

 

Рисунок 8.9 – Зависимости затрат на варианты при разной длине линии и разном количестве присоединений.

 

Из рисунка 8.9 видно, что при увеличении числа присоединений наиболее выгодным становится питание потребителя через ВРП.

 

3. Зависимость затрат от мощности нагрузки (S) для конкретного числа присоединений (n), при L=0,3 км.

 

Рисунок 8.10 — Зависимость затрат на варианты от мощности нагрузки и количества присоединений.

 

Анализируя график на рисунке 8.10 приходим к выводу, что на расстоянии 300 метров при числе присоединений 3-4 через ВРП выгодно передавать нагрузку мощностью от 25 МВа. А при числе присоединений 8-9 передача электроэнергии через ВРП выгодна при любой мощности.

 

При равномерном распределении нагрузки  зависимости затрат на варианты от расстояния до ВРП, мощности нагрузки и количества присоединений  немного отличаются от зависимостей полученных при линейном распределении наргузки. Например зависимости затрат на варианты при равномерном распределении нагрузки по присоединениям от расстояния до ВРП и мощности нагрузки отображены на рисунке 8.11.

 

Рисунок 8.11 – Зависимости затрат на варианты при разной длине (L) линии и мощности нагрузки (S), при n=6 (равномерное распределение мощности).

 

На практике нахождение оптимального варианта электроснабжения является трудоемкой, но важной задачей. Исходя из проведенного мной исследования влияния мощности нагрузки, количества присоединений и расстояния от источника питания до потребителей на целесообразность установки ВРП при линейном и равномерном распределении можно сделать вывод, что на расстоянии 500 метров от источника питания электроэнергией нужно ставить высоковольтный распределительный пункт, если  количество присоединений на секцию шин больше пяти и мощность нагрузки потребителя больше 5 МВа.

 

 

 

 

 

 

10  РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

 

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

—        автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы с помощью выключателей.  Если повреждение (например: замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

—        реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например: перегрузку); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

С целью снижения капиталовложений на выключатели и устройства релейной защиты применяют плавкие предохранители, которые выбирают с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток нагрузки,  номинальный ток отключения, то есть ток короткого замыкания);

—        обеспечивают требуемую селективность и чувствительность;

—        не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР) и ограничения области повреждения системы.

Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

—        при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивают требуемую селективность и чувствительность,

—        защита действует в качестве резервной.

Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

Для питающих и распределительных сетей 10 кВ в качестве основной служит максимальная токовая защита [20]. От междуфазных замыканий защиту выполняют в двухфазном исполнении (фазы А и С – в предположении, что трансформаторы тока защит других элементов сети установлены в тех же фазах). Также для кабельной линии 10 кВ устанавливается защита от замыкания на землю, действующую на сигнал.

Проектом предусматривается защита кабельных линий 10 кВ и стороны ВН трансформатора 10/0,4 с при помощи элегазовых выключателей LF и реле РСТ на постоянном  оперативном токе. Со стороны НН защита автоматическими выключателями АН-06-40Е с микропроцессорным расцепителем, а защита отходящих линий 0,4кВ автоматическими выключателями ВА-СЭЩ с тепловым и электромагнитным расцепителями. В качестве источников оперативного тока служат трансформаторы тока и трансформаторы напряжения

Схема действия релейной защиты на одном участке сети 10/0,4 представлена на рисунке 12:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 12 – Расчетный участок сети

 

Расчет карты селективности начинаем с наиболее удаленной точки короткого замыкания.

 

 

 

10.1 Расчет защиты сети 0,4 кВ.

 

Кабельная линия 0,4 кВ от ТП5 до ШР-2 корпуса 40 защищена автоматическим выключателем ВА-СЭЩ TD-160, I_р.ном=125А. Номинальный ток в линии I_Н.КЛ14 =99,8A, шкафа ШР-2 – I_Н.ШР-2 =250A. Величина тока к.з. на вводе в шкаф ШР-7 – 5,1 кА.

Выключатель ВА-СЭЩ TD-160 имеет две ступени защиты:

— Токовая отсечка без выдержки времени.

Для данного выключателя максимальная величина тока срабатывания данной защиты задана заводом изготовителем равной 1250А.

— Максимальная токовая защита:

Рассчитаем токи срабатывания и уставки защиты  НВ стороны трансформатора в ТП 5. Для защиты НВ стороны трансформатора установленного в ТП 5 используется автоматический выключатель АН-06-40-Е с номинальным током 1600 А. Максимальный ток на стороне НН трансформатора установленного в ТП1 1274,6 А, а величина тока к.з. на шинах  0,4 кВ за трансформатором – 10,4 кА.

Селективные автоматические выключатели АН-06-40-Е содержат три ступени защиты [19]:

— Токовая отсечка без выдержки времени.

Для обеспечения селективного действия первой ступени защиты автоматического выключателя необходимо её ток срабатывания отстроить от максимального тока внешнего короткого замыкания. Однако выполнить это условие бывает сложно, так как у селективных автоматов, снабженных трехступенчатой токовой защитой уставка тока срабатывания  первой ступени не регулируется.

    I^I _с.з1=k^I_отс. I⁽³⁾_к.вн.max1                                                                      (10.1)

— Токовая отсечка с выдержкой времени.

При выборе параметров второй ступени защиты необходимо обеспечить селективность при внешних К.З и исключить ее срабатывание при кратковременных перегрузках.

I^II _с.з1=k^II_отс. I^I _с.з1                                                                          (10.2)

I^II _с.з1=k^II_отс. I_пер                                                                              (10.3)

— Максимальная токовая защита.

Ток срабатывания третьей ступени не определяют, он связан с номинальным током срабатывания расцепителя, поэтому, выбрав автоматический выключатель, мы выбрали ток срабатывания защиты третьей ступени.

I^III _с.з1= k^III_отс. I _р.ном                                                                 (10.4)

Ток срабатывания защиты первой ступени:

       А

Ток срабатывания защиты второй ступени:

А

Ток срабатывания защиты третьей ступени:

         I^III _с.з=0,83·1600=1328 А

 

10.2 Защита трансформатора установленного в ТП5 (ТМЗ-630/10/0,4)

 

Для защиты трансформаторов 10/0,4 установленных на ТП 5 выбираем предохранители по максимальному рабочему току 51 А – ПКТ 103-10-80;

 

10.3 Расчёт защиты кабельных линей КЛ2 и КЛ9.

 

Так как данные линии соединены в магистраль, то защиту выполняем только для линии КЛ2.

Согласно ПУЭ [1] для защиты реактированных кабельных линий устанавливаются следующие виды защит:

— максимальная токовая защита с выдержкой времени;

— защита от однофазных замыканий на землю.

 

10.3.1 Максимальная токовая защита с выдержкой времени

Защита выполняется с помощью токового реле РСТ 13 с коэффициентом возврата.

Реле включаются во вторичную обмотку трансформаторов тока, установленных за выключателем Q2, со стороны питания, то есть схема включения трансформаторов тока и реле – неполная звезда (коэффициент схемы ).

Максимальный ток линии КЛ2 525 А .

Трансформаторы тока со стороны ВН – ТОЛ-10/600 с I_ном1=600А , I_ном2=5А.

Коэффициент трансформации ТТ:

Вторичный ток трансформатора тока:

А

      .

Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от максимального рабочего тока линии:

здесь  – коэффициент отстройки для статического реле;

– коэффициент самозапуска двигателя[ ].

Коэффициент чувствительности:

 

Ток срабатывания реле:

Принимаем к установке реле РСТ 13-24, у которого ток срабатывания находится в пределах .

 

Определим сумму уставок:

Принимаем сумму уставок.

Найдем ток уставки реле:

Выдержка времени защиты принимается на ступень селективности больше выдержки времени МТЗ на секционном выключателе Q10.

 

10.3.3 Защита от однофазных замыканий на землю.

Защита выполняется с действием на сигнал.

Выбираем реле РТЗ-51, ток срабатывания которого находится в пределах .

Измерительным органом является трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗРЛ.

Для кабеля сечением 2х120 мм² удельный емкостный ток однофазного замыкания на землю

Ток нулевой последовательности линии, обусловленный током утечки,

Ток срабатывания защиты:

Проверку чувствительности не производим, так как не известен ток утечки для всей сети.

Рисунок – Релейная защита заданного участка сети.

 

 

 

 

 

Карта селективности релейной защиты представлена на рисунке.

 

Рисунок – Карта селективности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

 

В данном разделе рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия на них электрического тока.

 

11.1 Техника безопасности при обслуживании электроустановок напряжением до 1000 В.

Электрические установки и устройства должны быть в полной исправности, для чего в соответствии с правилами эксплуатации их нужно периодически проверять. Нетокопроводящие части, которые могут оказаться под напряжением в результате пробоя изоляции, должны быть надежно заземлены. Запрещается проводить работы или испытания электрического оборудования и аппаратуры, находящихся под напряжением, при отсутствии или неисправности защитных средств, блокировки ограждений или заземляющих цепей. Для местного переносного освещения должны применяться специальные светильники с лампами на напряжение 12 В. Пользоваться неисправным или непроверенным электроинструментом (паяльниками, сварочным и другими трансформаторами) запрещается. В помещениях с повышенной опасностью поражения электрическим током (сырые, с токопроводящими полами, пыльные) работы должны выполняться с особыми предосторожностями. Большое значение уделяется защитным средствам.   11.1.1 Отключение токоведущих частей.   Отключают оборудование, которое требует ремонта, и те токоведущие части, к которым можно случайно прикоснуться или приблизиться на опасное расстояние. Отключенный участок должен иметь видимые разрывы с каждой стороны токоведущих частей, на которые может быть подано напряжение. Видимые разрывы обеспечивают отключенными разъединителями, выключателями нагрузки, рубильниками, снятыми предохранителями, отсоединенными перемычками или частями ошиновки. При отключении напряжения необходимо выполнять меры безопасности (например, плавкие предохранители снимают с помощью изолированных клещей в диэлектрических перчатках и защитных очках). Вывешивание запрещающих плакатов и ограждение неотключенных токоведущих частей. На отключенных коммутационных аппаратах вывешивают плакаты: «Не включать — работают люди!», «Не включать — работа на линии!», «Не открывать — работают люди!» (на приводах вентилей подачи воздуха); при необходимости на неотключенных токоведущих частях устанавливают ограждения.   11.1.2 Проверка отсутствия напряжения.   Сначала снимают постоянные ограждения. Подключают переносное заземление к металлической шине, соединенной с заземляющим устройством. Указателем напряжения проверяют отсутствие напряжения, но перед этим необходимо обязательно проконтролировать его исправность, приблизив щуп (контакт-электрод) к находящейся под напряжением токоведущей части на расстояние, достаточное для появления свечения лампы (светодиода). Если она начинает светиться, значит указатель исправен. Исправным указателем проверяют отсутствие напряжения между фазами, между каждой фазой и землей, между фазами и нулевым проводом. Если указатель покажет напряжение на токоведущей части, необходимо установить на место снятые ограждения и найти причину появления напряжения. Делать заключение об отсутствии на установке напряжения по показаниям сигнальных ламп, вольтметра нельзя, так как они являются только дополнительными средствами контроля.   11.1.3 Наложение и снятие заземления.   После проверки отсутствия напряжения, отключенные части немедленно заземляют с помощью переносного заземления, один конец которого уже был соединен с заземляющим устройством. При этом зажимы переносного заземления накладывают на отключенные токоведущие части сначала с помощью изолирующей штанги, а затем уже закрепляют эти зажимы штангой или вручную. Снимают заземление (после окончания работ) в обратном порядке: сначала с токоведущих частей, а затем с заземляющей шины с помощью изолирующей штанги. Все работы выполняют в диэлектрических перчатках.   11.1.4 Ограждение рабочего места и вывешивание плакатов безопасности.   Вдоль пути от входа в электроустановку до места ремонтных работ устанавливают временные ограждения или переносные щиты, на которых (а также на постоянных ограждениях соседних ячеек) вывешивают предупреждающие плакаты («Стой — напряжение»), на месте работ — предписывающие плакаты («Работать здесь», «Влезать здесь»). Работы в электроустановках должен выполнять обученный персонал, имеющий квалификационные группы электробезопасности (I -V), а технические мероприятия — оперативный персонал (один из них должен иметь квалификационную группу не ниже IV). Организационные мероприятия при подготовке рабочего места и в период выполнения ремонтных работ включают: оформление наряда-допуска (наряда) или распоряжения; допуск к работе; надзор во время работы; занесение в журнал записей о перерывах в работе, переходов на другое рабочее место, об окончании работы. Наряд-допуск (наряд) — составленное на специальном бланке распоряжение на безопасное проведение работы, определяющее ее содержание, место, время начала и окончания, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасное выполнение работы. Работающие отвечают за выполнение ими правил безопасности и указаний, полученных при допуске к работе и во время работы.

 

11.2 Средства защиты от поражения электрическим током.

 

11.2.1 Индивидуальные.

 

Изолирующие защитные средства от поражения электрическим током в зависимости от рабочего напряжения электроустановок делятся на:

— основные защитные средства в электроустановках напряжением до 1 кВ;

— дополнительные защитные средства в электроустановках напряжением до 1 кВ;

— основные защитные средства в электроустановках напряжением выше 1 кВ;

— дополнительные защитные средства в электроустановках напряжением выше 1 кВ;

Основными называются такие защитные средства, изоляция которых надежно выдерживает рабочее напряжение в электроустановках и позволяет прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Дополнительные защитные средства представляют собой средства, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить безопасность от поражения электрическим током. Они являются дополнительной к основным средствам мерой защиты, а также служат для защиты от напряжения прикосновения, шагового напряжения и дополнительным защитным средством для защиты от воздействия электрической дуги и продуктов ее горения.

Применяемые изолирующие защитные средства от поражения электрическим током должны соответствовать государственным и отраслевым стандартам (ГОСТ, ОСТ), техническим условиям (ТУ), техническим описаниям (ТО). При проведении работ с использованием изолирующих защитных средств от поражения электрическим током должны строго соблюдаться правила Техники безопасности.

 

Галоши и боты диэлектрические (ГОСТ 13385-78)

 

Галоши и боты диэлектрические являются дополнительным средством защиты от поражения электрическим током при работе в закрытых электроустановках, а также в открытых – при отсутствии дождя и мокрого снега. Галоши разрешается применять при напряжении до 1 кВ и температурах от -30° до +50° С, боты применяют при напряжении более 1 кВ и в том же интервале температур.

 

Перчатки резиновые диэлектрические (ТУ 38305-05-257-89)

 

Перчатки являются дополнительным изолирующим средством при работах на установках напряжением, превышающим 250 В, и основным изолирующим средством на установках напряжением, не превышающим 250 В. Изготавливаются методом штанцевания (вырубания) одного размера раздельно на правую и левую руку.

 

Перчатки резиновые диэлектрические бесшовные (ГОСТ 12.4.183-91, ТУ 38.306-5-63-97)

 

Перчатки являются основным средством от поражения постоянным или переменным электрическим током напряжением, не превышающим 1 кВ, и дополнительным средством при напряжении выше 1 кВ в интервале температур от -40° до +30°С. Изготавливаются формовым методом раздельно на правую и левую руку с ровно срезанными краями манжет.

 

Ковры резиновые диэлектрические (ГОСТ 4997-75)

 

Ковры предназначены для защиты работающих от поражения электрическим током. Они являются дополнительным защитным средством при работе на электроустановках напряжением до 1 кВ. Применяются при температуре от -15° до +40° С. Ковры представляют собой резиновую пластину с рифленой лицевой поверхностью

На каждом изделии среди других данных проставляются даты изготовления и испытания, которые указывают на эксплуатационную пригодность средств индивидуальной защиты. Диэлектрические свойства перчаток, бот и галош ухудшаются по мере их хранения и эксплуатации. Необходимо периодически через 6 месяцев проводить их испытания на диэлектрические свойства независимо от того, были они в эксплуатации или нет.

При использовании средства индивидуальной защиты от поражения электрическим током они должны быть сухими и оберегаться от механических повреждений. Каждый раз перед применением они должны подвергаться тщательному внешнему осмотру и в случае обнаружения каких –либо повреждений должны быть изъяты.

Диэлектрические боты, галоши, перчатки и ковры должны храниться в закрытых помещениях на расстоянии не менее 0,5 м . от отопительных приборов. При хранении необходимо защищать их от прямого воздействия солнечных лучей и не допускать соприкосновения их с маслами, бензином, керосином, кислотами, щелочами и другими веществами, разрушающими резину.

 

11.2.2 Коллективные.

 

Средства коллективной защиты — средства защиты, конструктивно и функционально связанные с производственным процессом, производственным оборудованием, помещением, зданием, сооружением, производственной площадкой.

В зависимости от назначения коллективные средства защиты делятся на:

— средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест, локализации вредных факторов, отопления, вентиляции;

— средства нормализации освещения помещений и рабочих мест (источники света, осветительные приборы и т.д.);

— средства защиты от ионизирующих излучений (оградительные, герметизирующие устройства, знаки безопасности и т.д.);

— средства защиты от инфракрасных излучений (оградительные; герметизирующие, теплоизолирующие устройства и т.д.);

— средства защиты от ультрафиолетовых и электромагнитных излучений (оградительные, для вентиляции воздуха, дистанционного управления и т.д.);

— средства защиты от лазерного излучения (ограждение, знаки безопасности);

— средства защиты от шума и ультразвука (ограждение, глушители шума);

— средства защиты от вибрации (виброизолирующие, виброгасящие, вибропоглощающие устройства и т.д.);

— средства защиты от поражения электротоком (ограждения, сигнализация, изолирующие устройства, заземление, зануление и т.д.);

— средства защиты от высоких и низких температур (ограждения, термоизолирующие устройства, обогрев и охлаждение);

— средства защиты от воздействия механических факторов (ограждение, предохранительные и тормозные устройства, знаки безопасности);

— средства защиты от воздействия химических факторов (устройства для герметизации, вентиляции и очистки воздуха, дистанционного управления и т.д.).

— средства защиты от воздействия биологических факторов (ограждение, вентиляция, знаки безопасности и т.д.)

В общем виде коллективные средства защиты делятся на: оградительные, предохранительные, тормозные устройства, устройства автоматического контроля и сигнализации, дистанционного управления, знаки безопасности.

Оградительные устройства предназначены для предотвращения случайного попадания человека в опасную зону. Эти устройства применяются для изоляции движущихся частей машин, зон обработки станков, прессов, ударных элементов машин от рабочей зоны. Устройства подразделяются на стационарные, подвижные и переносные. Они могут быть выполнены в виде защитных кожухов, козырьков, барьеров, экранов; как сплошными, так и сетчатыми. Изготавливают их из металла, пластмасс, дерева.

Стационарные ограждения должны быть достаточно прочными и выдерживать любые нагрузки, возникающие от разрушающих действий предметов и срыва обрабатываемых деталей и т.д. Переносные ограждения в большинстве случаев используют как временные.

Предохранительные устройства используют для автоматического отключения машин и оборудования при отклонении от нормального режима работы или при попадании человека в опасную зону. Эти устройства могут быть блокирующими и ограничительными. Блокирующие устройства по принципу действия бывают: электромеханические, фотоэлектрические, электромагнитные, радиационные, механические. Ограничительные устройства являются составными частями машин и механизмов, которые разрушаются или выходят из строя при перегрузках.

Широко используются тормозные устройства, которые можно подразделить на колодочные, дисковые, конические и клиновые. В большинстве видов производственного оборудования используют колодочные и дисковые тормоза. Тормозные системы могут быть ручные, ножные, полуавтоматические и автоматические.

Для обеспечения безопасной и надежной работы оборудования информационные, предупреждающие, аварийные устройства автоматического контроля и сигнализации очень важны. Устройства контроля – это приборы для измерения давлений, температуры, статических и динамических нагрузок, характеризующих работу машин и оборудования. При объединении устройств контроля с системами сигнализации значительно повышается их эффективность. Системы сигнализации бывают: звуковыми, световыми, цветовыми, знаковыми, комбинированными.

Для защиты от поражения электрическим током применяются различные технические меры. Это – малые напряжения; электрическое разделение сети; контроль и профилактика повреждения изоляции; защита от случайного прикосновения к токоведущим частям; защитное заземление; защитное отключение; индивидуальные средства защиты.

 

11.3 Расчет заземляющего устройства подстанции 10/0,4 кВ.

 

Заземляющие устройства являются основной частью большинства электроустановок и служат для обеспечения необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотводов и ограничителей перенапряжения, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю и для стабилизации напряжения фаз относительно земли. Наиболее жесткие требования предъявляются к заземляющим устройствам уровнями обеспечения безопасности, так как для изоляции электрооборудования опасные разности потенциалов во всех случаях превышают напряжения, опасные для человеческого организма. Для заземлений электроустановок различных назначений и различных напряжений на подстанциях применяется одно общее заземляющее устройство.

Заземлению подлежат корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, щитов управления, ящиков и шкафов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов.

В качестве естественных заземлителей могут быть использованы:

1) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе железобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах;

2) металлические трубы водопровода, проложенные в земле;

3) обсадные трубы буровых скважин;

4) металлические шпунты гидротехнических сооружений, водоводы, закладные части затворов и т.п.;

5) рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных и железных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами;

6) другие находящиеся в земле металлические конструкции сооружения;

7) металлические оболочки бронированных кабелей, проложенных в земле. Оболочки кабелей могут служить единственными заземлителями при количестве кабелей не менее двух. Алюминиевые оболочки кабелей использовать в качестве заземлителей не допускается.

Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей и трубопроводов канализации и центрального отопления. Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устройству с целью уравнивания потенциалов в соответствии с ПУЭ 1.7.82.

Не следует использовать в качестве заземлителей железобетонные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ.

Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматурных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобетонных фундаментов, а также возможность пользования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом.

Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали или медными.

Искусственные заземлители не должны иметь окраски.

Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответствовать приведенным в таблице 33.

 

Таблица 33 –  Наименьшие размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле

 

В соответствии с ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства Rз в установках напряжением до 1 кВ не должно превышать 4 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства:

(11.1)

где — ток замыкания на землю, равный 8,1 А;

U_пр.доп — допустимое напряжение прикосновения, равное 50 В.

Ом.

Согласно ПУЭ, сопротивление заземляющего устройства в электроустановках напряжением до 1 кВ не должно превышать 4 Ом.

Для обеспечения этого требования нужно установить заземляющее устройство с величиной меньше или равной 4 Ом.

Для определения количества вертикальных заземлителей, необходимо прежде всего определить сопротивление одного заземлителя (электрода).

Сопротивление растекания одного вертикального электрода:

(11.2)

где — расчетное сопротивление грунта  для вертикальных электродов;

— длина вертикальных заземлителей = 2,5 м;

— внешний диаметр электрода = 18 мм;

— расстояние от поверхности земли до середины заземлителя.

Расчетное сопротивление грунта определяется по формуле:

                                                                                                   (11.3)

где — коэффициент сезонности, для II климатической зоны равный 1,7 для вертикальных заземлителей,  3,5 — для горизонтальных.

Ом

Определяем ориентировочное число вертикальных заземлителей:

(11.4)

где  — коэффициент использования электродов =0,65 [ ];

— сопротивление искусственного заземлителя, равное 4 Ом.

Принимаем число вертикальных электродов 25 шт.

Расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

(11.5)

где — длина полосы;

— ширина полосы =48 мм;

К_и1 – коэффициент использования для полосового заземлителя, равный 0,42[ ].

Длина полосы рассчитывается по формуле:

                                                                                                                         (11.6)

где L – расстояние между двумя соседними вертикальными заземлителями.

Ом

 

 

Сопротивление вертикальных заземлителей, с учетом сопротивления заземляющей полосы:

                                                                                                                         (11.7)

 

 

Ом

Уточняем минимальное число вертикальных заземлителей, с учетом полосового заземлителя:

(11.8)

Окончательно принимаем количество вертикальных заземлителей — 25 шт.

Сопротивление искусственного заземлителя с минимальным числом электродов:

Ом

Заземляющее устройство подстанции 10/0,4 представлено на рисунках

 

Рисунок – Установочные размеры вертикального заземлителя

         Рисунок – Конструкция заземляющего устройства

 

 

 

 

 

 

 

12 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

В экономической части дипломного проекта приведен поэтапный расчет стоимости (цены) проекно – конструкторской работы.

Оценка проводится  методом расчета полных издержек  с использованием нормативных и законодательных документов в части ценообразования по состоянию на 15 апреля 2010 года.

 

12.1  Расчет проектно-конструкторских затрат.

12.1.1 Материалы и покупные, комплектующие изделия

 

Затраты по статье «Материалы и ПКИ» рассчитаны исходя из потребностей на сырье и материалы, покупные изделия и полуфабрикаты, вспомогательные материалы, комплектующие изделия, пакеты прикладных программ, дискеты, ватман и др. по цене приобретения без НДС.

 

Расчет затрат на материалы и ПКИ приведен в таблице 29.

 

Таблица 29 —  Расчет затрат на материалы и ПКИ

 

12.1.2  Расходы  на оплату труда

Расходы  на оплату труда определены исходя из среднемесячного размера расходов на оплату труда  одного работника и трудоемкости работ. С учетом премии среднемесячный размер расходов на оплату труда на предприятии ОАО «Миасский машиностроительный завод» на одного работника составит 12370 рублей.

Продолжительность  и трудоемкость проводимых работ определяется  в соответствии с календарным планом, приведенном в таблице 30.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 30 — Календарный план проведения работ

 

 

 

При среднем количестве часов в месяц в 2010 году  — 165,6часов (при 40 — часовой неделе: 1987 рабочих часов делим на 12месяцев) в месяц продолжительность работ в месяцах будет составлять 2,8 месяца (464/165,6).

Полные расходы на оплату труда приведены в таблице 31.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 31 — Расчет расходов на оплату труда

 

 

 

12.1.3 Отчисления на социальные нужды

 

В соответствии с Налоговым кодексом РФ (часть вторая) установлен единый социальный налог по ставке 26% от расходов на оплату труда [10].

Кроме того, предприятие производит отчисления на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.

Для  предприятия ОАО «Миасский машиностроительный завод» размер страхового тарифа, указанный в страховом свидетельстве равен  0,2.

Таким образом, суммарный тариф отчислений на социальные нужды составит   26,0% + 0,2 % = 26,2 % от суммы расходов   на оплату труда.

Размер отчислений на социальные  нужды составит:

34636 ∙ 0,262 = 9075 рублей

 

12.1.4 Накладные расходы

 

К накладным расходам относят:

—        расходы на содержание аппарата работников управления;

—        содержание зданий, сооружений, инвентаря общехозяйственного назначения;

—        конторские, типографские, почтово-телеграфные, телефонные расходы, интернет;

—        плата (или содержание) за пожарную, военизированную и сторожевую охрану;

—        плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных производственных фондов;

—        оплата услуг связи, вычислительных центров, банков;

—        оплата работ по сертификации продукции;

—        затраты на обеспечение нормальных условий труда и техники безопасности [11].

Накладные расходы определяются индивидуально по каждому предприятию и зависят от вида деятельности и составляют для предприятия ОАО «Миасский машиностроительный завод» —  125 % от расходов на оплату труда.

Накладные расходы = 34636 ∙ 1,25 = 43295 рублей.

 

12.1.5 Структура цены проектно – конструкторских работ.

 

Себестоимость собственных работ составляет сумму всех вышеперечисленных статей.

Плановая прибыль определяется в размере 20% от себестоимости   собственных работ.

Налог на добавленную стоимость  — 18% от цены.

Плановая структура цены представлена в таблице 32.

 

 

Таблица 32 — Плановая структура цены

 

 

 

Итого капиталовложения по проекту равны: 130036 рублей.