Диплом №3306 проект системы электроснабжения группы цехов трубопрокатного завода

Format: Заметка
Posted on:
Categories: ДИПЛОМЫ

Содержание

Задание к дипломному проекту 1

Календарный план 2

Аннотация 3

Отзыв 4

Оглавление 5-7

Технический паспорт 8

Краткая характеристика производства 9

Исходные данные 10

Введение 11

1 Расчет электрических нагрузок

1.1 Общие положения 12

1.2 Определение приведенного числа электроприемников 15

1.3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху 16

1.4 Расчет электрических нагрузок по предприятию 22

1.5 Расчет картграммы электрических нагрузок предприятия 25

2 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций 27

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия 33

4 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

4.1 Вариант 35кВ 38

4.2 Вариант 110кВ 42

4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения 46

5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий

5.1 Выбор величиный напряжения 50

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия 50

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети 51

5.4 Расчет питающих линий 51

6 Расчет токов короткого замыкания 56

7 Выбор электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия

7.1 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения 61

7.2 Выбор выключателей напряжением 10кВ и соответствующих трансформаторов тока 66

7.3 Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение 0,4 кВ трансформаторных подстанций 67

7.4 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ и шин ГПП и РП 68

8 Внутреннее электроснабжение ремонтно-механического цеха 70

9 Компенсация реактивной мощности 72

10 Спецвопрос 78

11 Безопасность жизнедеятельности

11.1 Конструктивное выполнение ГПП 83

11.2 Взрывобезопасность и пожарная безопасность 84

11.3 Обеспечение электробезопасности 85

11.4 Освещение ОРУ-110кВ 91

12 Основы организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования 93

12.1 Основные принципы организации ППР 94

12.2 Разработка ремонтного плана 95

12.3 Планирование использования рабочего времени 96

12.4 Планирование численности рабочих 97

13 Релейная защита

13.1 Защита от КЗ между фазами 100

13.2 Защита от замыканий на землю 100

13.3 Защита от перегруза – МТЗ с выдержкой времени 101

13.4 Защита минимального напряжения 102

13.5 Защита от асинхронного режима 103

Имя

Узнайте стоимость Online

Тип работы
Часть диплома
Дипломная работа
Курсовая работа
Контрольная работа
Решение задач
Реферат
Научно - исследовательская работа
Отчет по практике
Ответы на билеты
Тест/экзамен online
Монография
Эссе
Доклад
Компьютерный набор текста
Компьютерный чертеж
Рецензия
Перевод
Репетитор
Бизнес-план
Конспекты
Проверка качества
Единоразовая консультация
Аспирантский реферат
Магистерская работа
Научная статья
Научный труд
Техническая редакция текста
Чертеж от руки
Диаграммы, таблицы
Презентация к защите
Тезисный план
Речь к диплому
Доработка заказа клиента
Отзыв на диплом
Публикация статьи в ВАК
Публикация статьи в Scopus
Дипломная работа MBA
Повышение оригинальности
Копирайтинг
Другое

Прикрепить файл

Рассчитать стоимость

Принимаю Политику конфиденциальности

Заключение 105

Литература 106

Внимание!

Диплом № 3306. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Технический паспорт проекта

1. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 13471 кВт.

2. Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 26350 кВт.

3. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения: 2

4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 25869,1 кВА.

5. Коэффициент реактивной мощности:

Расчетный =0,31,

Заданной энергосистемой =0,31.

6. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

7. Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 4545 МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110 провод: АС-120/27.

8. Расстояние от предприятия до ТЭЦ-1: 2,6 км.

9. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2хТРДН-25000/110

10.Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

11.Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции – К-104М

12.Цеховые ТП выполняются комплектными трансформаторными подстанциями с трансформаторами типа: ТМЗ, мощностью 2х250, 5х400, 7х630, 4х1000 кВА.

13.Тип кабельных линий: ААШвУ сечением 16, 25, 35, 50, 70, 120, 150.

Краткая характеристика производства

ЧТПЗ является одним из крупнейших предприятий по производству труб в России. Доля ЧТПЗ в общем объеме производства трубной продукции, выпускаемой в Российской Федерации, составляет около 16%.

На ЧТПЗ используются следующие виды производства труб:

— горячая прокатка на трубопрокатных пилигримовых установках;

— горячая прокатка на установке с автоматическим станом;

— холодная прокатка труб;

— электродуговая сварка прямошовных труб под слоем флюса;

— непрерывная печная сварка;

— сварка труб токами радиочастоты.

Предприятием выпускается свыше 3600 типоразмеров труб из углеродистых, низколегированных, легированных, нержавеющих марок стали и различных сплавов. Выпускаются трубы не только круглого сечения, но и овальные, плоскоовальные, квадратные, прямоугольные и шестигранные профили.

В цехе №1 изготавливают бесшовные горячедеформированные трубы диаметром 273 – 550 мм с толщиной стенки от 8 до 90 мм. Трубы изготавливаются из многогранного литого слитка мартеновского производства, слитка электрошлакового перепала, кованой заготовки, или из непрерывно-литой заготовки. Трубы проходят испытание механических свойств при обычных и повышенных температурах, контроль стилоскопом, ультразвуковой контроль. В составе оборудования цеха имеется отделение термической обработки труб.

В цехе №2 на стане ТПА-140 выпускают бесшовные горячекатаные трубы диаметром 102 – 159 мм с толщиной стенки от 5 до 14 мм. Для производства горячекатаных труб используется трубная заготовка (диаметр 130 мм, 140 мм, 150 мм), получаемая с металлургических комбинатов. Продукция также проходит испытания на прочность и качество.

Исходные данные

Выполнить проект системы электроснабжения группы цехов трубопрокатного завода в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).

Генеральный план предприятия предоставлен на листе 2. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.

Расстояние от предприятия до энергосистемы 2,6 км.

Отпайкой от ВЛ происходит питание ЧКПЗ с установленной мощностью 21500 кВА.

Основная ставка – 831,81 руб./кВт месяц;

Дополнительная – 0,563 руб./кВт ч.

Наибольшая температура:

Окружающей среды 22,6 С;

Почвы (на глубине 0,7 м.) 14,2 С.

Коррозионная активность грунта средняя.

Имеются блуждающие токи в грунте, на котором расположено предприятие.

Колебаний и растягивающих усилий в грунте нет.

Введение

Ускорение научно-технического прогресса предъявляет высокие требования к базовым отраслям экономики, какой является энергетика. Производство, передача и рациональное использование распределение электроэнергии приобретает все большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надежности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Рационально спроектированная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять ряду требований: высокой надежности и экономичности, безопасности и удобству в эксплуатации, обеспечить требуемое качество электроэнергии, соответствующие уровни напряжения т.п. Многообразие факторов, которые необходимо учитывать при проектировании электроснабжения предприятий разных отраслей промышленности, повышает требования к квалификации инженеров-электриков.

Дипломный проект по электроснабжению промышленных предприятий является итоговым этапом изучения целого ряда общетехнических и специальных дисциплин.

1 Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

1.1 Общие положения

Расчетную нагрузку на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий определяю по усовершенствованному методу упорядоченных диаграмм. Этот метод заложен в основу “Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок“ РТМ 36.18.32.4-92.

Согласно руководящих указаний, с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:

1 уровень — сети до 1000 В, питающий отдельный электроприемники;

2 уровень — сборные шины распределительных щитов, пунктов, откуда питаются отдельные электроприемники, а также сети питающие эти РУ, распределительные шинопроводы;

3 уровень — магистральные шинопроводы и сборные шины 0,4 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;

4 уровень — сборные шины высоковольтных РУ напряжением 6-10 кВ, сети, питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;

5 уровень — шины главной понизительной подстанции;

6 уровень — сети, питающие главную понизительную подстанцию.

В зависимости от уровня СЭС Р_р, Q_р определяются по разному:

1 уровень.

; (1.1)

, (1.2)

где — коэффициент загрузки.

2 уровень.

; (1.3)

, (1.4)

где — расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников, зависит от и группового коэффициента использования К_иа по расчетному узлу в целом.

— эффективное число электроприемников

— коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.

— расчетный коэффициент по активной мощности;

— коэффициент использования по активной мощности;

— номинальная активная мощность i-го электроприемника, кВт.

Если: , то =1,

, то =1,1.

3 уровень.

; (1.5)

; (1.6)

Равенство и в силу того, что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным, то есть по форме приближается к графику реактивной мощности.

4 уровень.

; (1.7)

, (1.8)

где — коэффициент одновременности максимумов нагрузок;

— число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;

— число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;

— число трансформаторов, подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.

5 уровень.

; (1.9)

, (1.10)

где — число узлов 3 уровня, питающихся от распределительного пункта;

-число высоковольтных электроприемников, подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;

-число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных), которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;

-число трансформаторов, подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.

6 уровень:

; (1.11)

, (1.12)

где — экономически обоснованная величина реактивной мощности, которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;

— задается энергосистемой.

Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:

. (1.13)

Расчетный ток:

. (1.14)

Определение расчетной нагрузки для однофазных электроприемников не производится, так как эти электроприемники включенные на фазные и линейные напряжения, распределены по фазам с неравномерностью не более 15% по отношению к общей мощности 3-х фазных электроприемников, в группе и учитываются как 3-х фазные с суммарной мощностью равной однофазной мощности электроприемников.

Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.

, (1.15)

где — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

— удельная осветительная нагрузка на 1 м производственной поверхности пола цеха;

— поверхность пола цеха, .

Данные о , как отдельных электроприемников, так и для характерных групп электроприемников по отраслям промышленности приводятся в справочнике /1, таблица 2.2/. Расчетные кривые и таблицы для определения приводятся также в /1, таблица 2.6/.

1.2 Определение приведенного числа электроприемников

При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников:

. (1.16)

При 0,2 nэ можно определить по формуле:

, (1.17)

где — номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).

Под понимается такое число одинаковых по режиму работы мощности электроприемников, которая обуславливает то же значение расчетного максимума, что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.

1.3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху

Для расчета электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху была составлена схема электроснабжения, представлена на листе 1.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:

. (1.18)

Средневзвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу в целом:

. (1.19)

Средневзвешенное значение :

. (1.20)

Расчетная активная и реактивная нагрузка для 2 уровня определяется по формулам (1.3) и (1.4).

Вычисляются средневзвешенные значения коэффициентов , а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул (1.5) и (1.6). и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов, устанавливаемых в цехе, а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.

Расчетные данные по ремонтно-механическому цеху представлены в таблице 1

Таблица 1 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху.

№ п/п	Наимение ЭП и узлов СЭС	Число ЭП n	Рном прив. к дл.реж. ПВ=100%		Справочные данные			Средняя нагрузка
№ п/п	Наимение ЭП и узлов СЭС	Число ЭП n	Одного ЭП Рн.мин/Рн.макс кВт	Всех ЭП Рн, кВт	Киa	cos	tg	*Рс=КиаРном, кВт**	*Qc=КиаРнtg,кВар*
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ШРА-1 Хромировочное отделение
1	Ванны хромированные	7	14	98	0,3	0,5	1,7	29,4	50,8
2	Станок токарно-винторезный	1	4,5	4,5	0,1	0,4	2,3	0,63	1,45
3	Станок токарно-винторезный	1	10	10	0,1	0,4	2,3	1,40	3,22
4	Пресс для выпрессовки колесных пар	1	29,5	29,5	0,2	0,5	1,5	7,08	10,7
	Итого ШРА-1	10	4,5/29,5	142	0,27	0,50	1,72	38,51	66,29
	РП1 Кузнечное отделение
5	Молот пневматический	1	10	10	0,4	0,5	1,7	4,00	6,92
6	Металлизатор	1	1,8	1,8	0,4	0,8	0,7	0,81	0,63
7	Электропечь	2	4	8	0,8	1,0	0	6,40	0,00
8	Станок анодно-механической резки	1	16	16	0,1	0,4	2,3	2,24	5,15
9	Станок анодно-механической резки	1	6,7	6,7	0,1	0,4	2,3	0,94	2,16
	Итого РП1	6	1,8/16	42,5	0,34	0,70	1,03	14,39	14,86
	РП2 Слесарно-сборочный участок
10	Станок вертикально-сверлильный	1	7	7	0,1	0,4	2,3	0,98	2,25
11	Станок вертикально-сверлильный	1	4,5	4,5	0,14	0,4	2,3	0,63	1,45
12	Станок настольно-сверлильный	1	0,65	0,65	0,14	0,4	2,3	0,09	0,21
13	Станок отрезной	1	2	2	0,14	0,4	2,3	0,28	0,64
14	Станок долбежный	1	3	3	0,14	0,4	2,3	0,42	0,97
15	Станок трубогибочный	1	3	3	0,14	0,4	2,3	0,42	0,97
16	Пресс-ножницы комбинированные	1	9	9	0,3	0,65	1,17	2,70	3,16
17	Станок токарный	1	10	10	0,14	0,4	2,3	1,40	3,22
	Итого РП2	8	0,65/10	39,15	0,18	0,47	1,86	6,92	12,87

Продолжение таблицы 1

	*nP²ном,кВт**	Приведенное число ЭП nэ	Кра	Расчетные мощности			Расчетный ток Iр, А
	*nP²ном,кВт**	Приведенное число ЭП nэ	Кра	Рр, кВт	Qр, кВар	Sр КВА	Расчетный ток Iр, А
	11	12	13	14	15	16	17

1	1372
2	20
3	100
4	870
	2363	8,5	1,17	45,1	72,9	85,7	130

5	100
6	3
7	32
8	256
9	45
	436	4,1	1,3	18,7	16,3	24,8	37,7

10	49
11	20
12	0
13	4
14	9
15	9
16	81
17	100
	273	5,6	1,67	11,6	14,2	18,3	27,8

Продолжение таблицы 1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	РП3 Котельный участок
18	Автомат для газовой резки	1	10	10	0,20	0,85	0,62	2,00	1,24
19	Пресс гибочный	1	28	28	0,30	0,60	1,33	8,40	11,17
20	Вальцы переносные	1	8	8	0,25	0,80	0,75	2,00	1,50
21	Ножницы	1	3,5	3,5	0,30	0,65	1,75	1,05	1,84
22	Вальц	1	28	28	0,50	0,80	0,75	14,00	10,50
23	Вальцы листогибочные	1	28	28	0,35	0,80	0,75	9,80	7,35
24	Пресс гидравлический	1	19,3	19,3	0,65	0,80	0,75	12,55	9,41
	Итого РП3	7	3,5/52,3	124,8	0,40	0,76	0,86	49,80	43,01
	ШРА-2 Станочное отд. 1,2
25	Заточные станки	2	2,5	5	0,14	0,4	2,3	0,70	1,61
26	Токарные станки	4	12	48	0,14	0,4	2,3	6,72	15,46
27	Сверлильные станки	5	3,4	17	0,14	0,4	2,3	2,38	5,47
28	Продольно-строгальные станки	2	10	20	0,14	0,4	2,3	2,80	6,44
29	Горизонтально-фрезерные станки	2	7	14	0,14	0,4	2,3	1,96	4,51
30	Зубофрезерные станки	4	10	40	0,14	0,4	2,3	5,60	12,88
31	Фрезерные станки	4	7,5	30	0,14	0,4	2,3	4,20	9,66
32	Строгальные станки	7	4,5	31,5	0,14	0,4	2,3	4,41	10,14
33	Плоскошлифовальные станки	4	8,5	34	0,14	0,4	2,3	4,76	10,95
	Итого по ШРА-2	34	2,5/12	239,5	0,14	0,40	2,30	33,53	77,12
	РП4 Вентиляционная
34	Вентилятор вытяжной	1	55	55	0,80	0,80	0,75	44,00	33,00
35	Вентилятор приточный	1	75	75	0,80	0,80	0,75	60,00	45,00
	Итого по РП4	2		130	0,80	0,80	0,75	104,00	78,00
	РП5Сварочное отделение
36	Сварочные агрегаты	3	10	30	0,50	0,75	0,88	15,00	13,20
37	Сварочные аппараты	3	40	120	0,35	0,50	1,73	42,00	72,66
	Итого по РП5	6		150	0,38	0,55	1,51	57,00	85,86
	Итого по РМЦ	73		868	0,35	0,63	1,24	304,14	378,01

Окончание таблицы 1

	11		12		13	14	15	16	17

18	100
19	784
20	64
21	12
22	784
23	784
24	372
	2901	5,4		1,15		57,3	47,3	74,3	113

25	13
26	576
27	58
28	200
29	98
30	400
31	225
32	142
33	289
	2000	29		1,6		53,6	84,8	100	152

34	3025
35	5625
	8650	2		1,07		111	85,8	141	213

36	300
37	4800
	5100	4,4		1,2		68,4	94,4	117	177
	21722	35		0,75		228	284	364	553

1.4 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет производится по укрупненным показателям, так как заданны суммарные установленные мощности электроприемников по цехам, но неизвестен их состав. Нагрузки от низковольтных и высоковольтных ЭП рассчитываются отдельно, результаты представлены в таблице 2. Число для большинства цехов находится в пределах от 20 до 100. Коэффициент использования и мощности выбирается в соответствии с группой цеха и характером нагрузки. Расчетный коэффициент по активной и реактивной мощности равны.

Таблица 2 Расчет электрических нагрузок по предприятию.

Наименование цехов и узлов системы электроснабжения промыш. предприятия	Рн, кВт	nэ	Ки	cosφ/tgφ	Рс, кВт	Qc, квар	Кра	Рр, кВт
1	2	3	5	6	7	8	9	10
Нагрузка 0,4 кВ
1. Трубопрокатный цех №1	3480	70	0,6	0,92/0,42	2158	906	0,8	1726
2. Трубопрокатный цех №2	1907	52	0,4	0,92/0,42	744	312	0,75	558
3. Насосная №1	2022	22	0,8	0,85/0,62	1537	953	0,8	1229
4. Кроватный цех №9	1697	32	0,4	0,8/0,75	713	535	0,75	535
5. Компрессорная №2	291,8	14	0,8	0,8/75	222	166	1	222
6. Кислородная станция	2170	39	0,8	0,89/0,51	1649	841	0,8	1319
7. ЦТМ	118,7	12	0,3	0,85/0,62	38	24	0,9	34
8. Центральня заводская лаборатория	746,5	36	0,7	0,9/0,48	500	240	0,9	450
9. Цех КИП	169,7	22	0,7	0,88/0,54	110	60	0,9	99
10. РМЦ	868	35	0,35	0,63/1,24	304	377	0,75	228
Итого по нагрузке 0,4 кВ	13471	333,7	0,6		7974	4414		6401
Нагрузка 10 кВ
Трубопрокатный цех №1
Преобразователи 2хКТЭ	9450	2	0,7	0,75/0,88	6615	5821	1	6615
2xСТД-800-23	1600	2	0,9	0,85/-0,62	1440	-892,8	1	1440
1xСТД-400	400	1	0,9	0,89/-0,52	360	-187,2	1	360
Трубопрокатный цех №2
Преобразователи 1хКТЭ	2570	1	0,7	0,64/1,19	1799	2141	1	1799
Преобразователи 2хКТЭ	6500	2	0,7	0,75/0,88	4550	4004	1	4550
СТД-315-64-8	2000	1	0,9	0,9/-0,48	1800	-864	1	1800
Компрессорная №2
2xСТД-1600-2	3200	2	0,9	0,86/-0,58	2880	-1670	1	2880
Кислородная станция
СТД-630-2	630	1	0,9	0,86/-0,58	567	-328,9	1	567
Итого по нагрузке 10 кВ	26350	12	0,8		20011	11966/-3943,26		20011
Итого о предприятию	39821							26412

Окончание таблицы 2

	Fц, м2	Ру.о, кВт/м2	Кс.о	Рр.о, кВт	Qр.о, квар	Рр+Рр.о, кВт	Qр, квар	Qр+Qр.о,квар	Sр, кВА
	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Нагрузка 0,4 кВ
1. Трубопрокатный цех №1	19900	0,015	0,9	268,7	268,7	1995	725	994	2228
2. Трубопрокатный цех №2	19600	0,015	0,9	264,6	264,6	822	234	499	962
3. Насосная №1	1080	0,013	0,9	12,6	12,6	1242	762	775	1464
4. Кроватный цех №9	10467	0,015	0,9	141,3	141,3	676	401	542	866
5. Компрессорная №2	2880	0,015	0,9	38,9	38,9	261	166	205	332
6. Кислородная станция	240	0,015	0,9	3,2	3,2	1323	673	676	1485
7. ЦТМ	2140	0,015	0,9	28,9	28,9	63	21	50	81
8. Центральня заводская лаборатория	4800	0,014	0,85	57,1	57,1	507	216	273	576
9. Цех КИП	1920	0,0134	0,85	21,9	21,9	121	54	75	143
10. РМЦ	2880	0,015	0,9	38,9	38,9	267	283	322	418
Итого по нагрузке 0,4 кВ	65907			876,1	876,1	7277	3535	4411	8509
Нагрузка 10 кВ
Трубопрокатный цех №1
Преобразователи 2хКТЭ							5821		8812
2xСТД-800-23							-893		1694
1xСТД-400							-187		405,8
Трубопрокатный цех №2
Преобразователи 1хКТЭ							2141		2796
Преобразователи 2хКТЭ							4004		6061
СТД-315-64-8							-864		1997
Компрессорная №2
2xСТД-1600-2							-1670		3329
Кислородная станция
СТД-630-2							-329		655,5
Итого по нагрузке 10 кВ							8023		21559
Итого о предприятию				876,1	876,1	27288	11558	12434	29987

1.5 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, электроприемники, с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяется:

; (1.21)

; ; , (1.22)

где — расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ., электроприемников свыше 1 кВ., электрического освещения, кВт;

-масштаб площадей картограммы нагрузок, ;

, , — углы секторов, упомянутых выше.

При выборе величины масштаба m и построения картограммы нагрузок принимаем величину минимального радиуса ‑ 15 мм (при наименьшей из активных мощностей потребляемых цехов). При этом получаем, что .

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

; (1.23)

, (1.24)

где — координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Результаты расчета сведены в таблицу 3

Центр нагрузок: , .

ГПП: Xгпп=125,23 м, Yгпп=305,53 м.

Так как центр нагрузок получился во втором трубопрокатном цехе, рядом с преобразователями, ГПП размещаем левее, ближе к источнику питания, где есть достаточная площадь для подстанции.

Таблица 3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Номер цеха	Ррi, кВт	Рр.нi, кВт	Рр.вi, кВт	Рр.оi, кВт	xi,м	yi,м	ri,м	αнi, град	αвi, град	αоi, град
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.Трубопрокатный цех №1	10410	1726	8415	268,7	653,50	260,44	63,98	59,69	291,2	9,29
2.Трубопрокатный цех №2	8971	558	8149	264,6	322,91	252,62	59,39	22,38	327,0	10,62
3. Насосная №1	1242	1229		12,6	399,89	453,88	22,10	356,34		3,66
4. Кроватный цех №9	676	535		141,3	644,04	490,30	16,30	284,73		75,27
5. Компрессорная №2	3141	222	2880	38,9	197,70	526,61	35,14	25,42	330	4,46
6. Кислородная станция	1890	1319	567	3,2	301,50	142,78	27,26	251,36	108	0,62
7. ЦТМ	63	34		28,9	217,31	415,85	4,98	195,11		164,89
8. ЦЗЛ	507	450		57,1	648,95	631,81	14,12	319,46		40,54
9. Цех КИП	121	99		21,9	622,92	404,81	6,90	295,01		64,99
10. РМЦ	267	228		38,9	354,12	544,40	10,25	307,58		52,42
Σ	27288	6401	20011	876,1
координаты центра					452,04	305,53

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

Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависит: от величины нагрузки трансформаторной подстанции, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и так далее. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора цеховой трансформаторной подстанции и плотностью () электрической нагрузки цеха, полученной на основе технико-экономических расчетов:

, (2.1)

где — расчетная электрическая нагрузка цеха, ;

-площадь цеха, .

Мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха, а так же ее категории, числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.

Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:

, (2.2)

где — расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей, кВт;

— допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

— выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций, .

Принимается ближайшее целое число трансформаторов.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Однотрансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 категории. Двухтрансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий. Наибольшая реактивная мощность, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 0,4 кВ:

, (2.3)

где — число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;

-номинальная мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции.

Величина является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей:

, (2.4)

где — расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции, квар.

При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции.

Мощность этих конденсаторов будет равна:

. (2.5)

Они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяется так:

, (2.6)

; (2.7)

где Sр – расчетная мощность трансформатора, N_{т.вз.рез}. – число взаиморезервируемых трансформаторов, Sн.т. – номинальная мощность одного трансформатора.

Практически все трансформаторные подстанции внутрицеховые встроенные, располагаются как можно ближе к центру электрических нагрузок, так как это наиболее экономично, с точки зрения расхода проводникового материала. Для данной группы цехов предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 250, 400, 630, 1000 . В цехах предусмотрены комплектные трансформаторные подстанции. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным так же, является объединение нагрузок, и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цеха может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции, при установке низковольтного распределительного пункта. Данное решение зависит от величины нагрузки, расстояния до соседней трансформаторной подстанции, стоимости электроэнергии и т.д. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна, если выполняется соотношение:

где — полная расчетная нагрузка цеха, кВ А;

— расстояние от низковольтного распределительного пункта до соседней трансформаторной подстанции, м.

Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 5. В транспортном цехе и цехе КИП предусмотрена установка НРП, подключенных соответственно к ТП 4 и ТП 5.

Результаты по выбору НРП сведены в таблицу 4. Местоположение цеховых трансформаторных подстанций и НРП указаны на генеральном плане предприятия. Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:

; (2.8)

, (2.9)

где — число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;

— паспортные данные трансформаторов.

Таблица 4

Номер цеховой ТП	Номер низковольтного РПН	Произведение Sр*l, кВАм
1	2	3
7. ЦТМ	1	6040,66
9. Цех КИП	2	6268,80

Таблица 5 Выбор цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Наименование цехов и подразделений	Кат-ия	Р_р , кВт	Q_р, квар	S_р, кВА	F_ц , м2	σ,кВА/м²	Sтр	Тип тр-ра	k _з.доп	N_тр.	S_{ном тр-ра}	№ТП
1	2	3	4	5	6	7	8	10	11	12	13	14
1.Трубопрокатный цех №1	2	1995	994	2228	19900	0,11	630	ТМЗ	0,8	4	630	1,2
2.Трубопрокатный цех №2	2	822	499	962	19600	0,05	400	ТМЗ	0,8	4	400	3,4
3. Насосная №1	1	1242	775	1464	1080	1,36	1600	ТМЗ	0,7	2	1000	5

4. Кроват. цех №9	2	676	542	866	10467	0,08	630
9. Цех КИП	3	121	75	143	1920	0,07	630
Итого:	2	797	618	1009	12387	0,15	1000	ТМЗ	0,8	2	630	6
5. Компрес-ая №2	1	261	205	332	2880	0,12
7. ЦТМ	3	63	50	81	2140	0,04
Итого:	1	324	255	412	5020	0,15	1000	ТМЗ	0,7	2	250	7
6. Кислород. ст-я	1	1323	676	1485	240	6,19	2500	ТМЗ	0,7	2	1000	8
8. ЦЗЛ	3	507	273	576	4800	0,12	1000	ТМЗ	0,9	1	630	9
10. РМЦ	3	267	322	418	2880	0,15	400	ТМЗ	0,9	1	400	10
Итого:		7277	4411	8555	65907

Окончание таблицы 5

Q_{1р, квар}	Q_{1, квар}	Q_{ку, квар}	k_{зт норм.}	k_{зт авар.}	∆Р_хх, кВт	∆Р_кз, кВт	I_хх, %	U_кз, %	∆Р_тр , кВт	∆Q_тр , кВт	Р_р+∆Р_тр, кВт	Q1+∆Q_тр, кВт	S_р, кВА
15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28
292	292	702	0,80	1,4*	1,25	7,9	1,7	5,5	25,2	131,5	2020,0	423,6	2063,9
981	499	0	0,60	1,2	0,9	5,5	1,8	4,5	11,6	54,8	833,9	553,7	1001,0
646	646	129	0,70	1,4	1,9	12,2	1,0	5,5	15,8	73,9	1257,8	720,0	1449,3



617	617	1	0,80	1,4*	1,25	7,9	1,7	5,5	12,6	65,8	809,6	682,9	1059,2


133	133	122	0,70	1,4	0,61	3,7	1,9	4,5	4,8	20,5	328,6	153,6	362,7
459	459	217	0,70	1,4	1,9	12,2	1,0	5,5	15,8	73,9	1338,4	533,0	1440,6
253	253	20	0,90	0,9	1,25	7,9	1,7	5,5	7,6	38,8	514,9	292,1	592,0
241	241	80	0,90	0,9	0,9	5,5	1,8	4,5	5,4	21,8	272,3	263,3	378,8
									98,7	481,0	7375,5	3622,1	8347,4

1,4*- в послеаварийном режиме отключается часть потребителей

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (3.1)

где — длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

-расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

, (3.2)

где — расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

— суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

-расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории, кВт;

Ком=0,9–коэффициент одновременности максимумов, принимается по данным /6/

Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:

, (3.3)

где — экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции, потребляемая предприятием от энергосистемы ():

; (3.4)

, (3.5)

где — потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции, квар.

Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:

. (3.6)

На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Результаты расчетов сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Параметры	Напряжение сети, кВ
Параметры	35	110
, Мвар	6 797	7 804
, Мвар	1 825	1 845
, МВА	25659,7	25869,1
, МВА	18 328	18 478
, МВА	25000	25000
Тип трансформатора	ТРДНС — 25000/35	ТРДН – 25000/110
U_ВН, кВ	35	110
U_НН, кВ	10,5	10,5
Р_ХХ, кВт	25	25
Р_К, кВт	115	120
U_К, кВт	10.5	10.5
I_ХХ, %	0,65	0,65
Кз.н	0,51	0,52

Схемы внешнего электроснабжения на 35 и 110 кВ представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 – Схема внешнего электроснабжения на 35 кВ

Рисунок 2 – Схема внешнего электроснабжения на 110 кВ

4 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

4.1 Вариант 35 кВ

При сравнении вариантов внешнего электроснабжения необходимо решить следующие вопросы: потери мощности в трансформаторах ГПП, линии электропередач, капитальные и текущие годовые затраты.

4.1.1 Потери мощности в силовых трансформаторах:

. (4.1)

. (4.2)

Потери электрической энергии в трансформаторах:

, (4.3)

где t ‑ годовое число максимальных потерь:

, (4.4)

где Тг=8760 часов – годовое число часов работы предприятия;

Тм – годовое число часов использования 30 минутного максимума активной нагрузки Тм=4355 часов /1, таблица 2.3/.

4.1.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции

Нагрузка в начале линии:

. (4.5)

Расчетный ток цепи линии:

. (4.6)

Ток в послеаварийном режиме:

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока j=1,4 А/мм².

. (4.7)

Такое сечение неприемлимо, поэтому принимаем две двухцепные линии:

Ток в послеаварийном режиме:

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Провод АС-150/24, I_доп=450А, r₀=0,198 Ом/км, х₀=0,406 Ом/км [2].

Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: 450³393 (проходит).

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

. (4.8)

4.1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию

Исходные данные: Sк.з=800 МВ А, Sб=1000 МВ А, Uб=37 кВ.

Сопротивление системы:

Сопротивление воздушной линии:

Рисунок 4 ‑ Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания при 35 кВ

Определим ток короткого замыкания в точке К1 .

Периодическая составляющая постоянна в течение всего процесса замыкания:

Ударный ток короткого замыкания:

где =1,8 — ударный коэффициент /1, таблица 2.45/.

Апериодическая составляющая:

Определим ток короткого замыкания в точке К2:

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе в главную понизительную подстанцию.

где — время срабатывания защиты;

‑ собственное время отключения (с приводом) выключателя.

с.

Устанавливаем выключатель типа: ВБУ-35-1600/20 (привод ПЭМ).

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 7.

Таблица 7

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	ВБУ-35-1600/20	РДЗ.1-35/1000 НУХЛ1	РДЗ.2-35/1000 НУ ХЛ1
U_уст=35 кВ	U_н=35 кВ	U_н=35 кВ	U_н=35 кВ
I_{раб.утж}=577 А	I_н=1600 А	I_н=1000 А	I_н=1000 А
I_n_t=12,5 кА	I_{откл.ном}=20кА	‑	‑
I_по=12,5 кА I_у=31,72 кА	i_дин=80 кА i_{дин.макс}=1,41^.1,8^.80=203кА	i_дин=63 кА	i_дин=63 кА
Вк=31,25 кА²с	I_тер²´t_тер=1200 кА²с.	I_тер²´t_тер=1875 кА²с.	I_тер²´t_тер=1875 кА²с

На вводе в ГПП токи короткого замыкания в точке К2 меньше, чем в К1, поэтому оборудование проходит по всем параметрам.

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .

4.2 Вариант 110 кВ

4.2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах

Потери электрической энергии в трансформаторах:

4.2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции

Нагрузка в начале линии:

. (4.9)

Расчетный ток цепи линии:

Ток в послеаварийном режиме:

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока j=1,1 А/мм².

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Провод АС-120/27, I_доп=375А, r₀=0.249 Ом/км, х₀=0,427 Ом/км. По короне проходит.

Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: 375³246 (проходит).

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

. (4.10)

4.2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию

Исходные данные: Sк.з=4650 МВ А, Sб=1000 МВ А, Uб=115 кВ.

Сопротивление системы:

Сопротивление воздушной линии:

Рисунок 5 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания для 110 кВ

Определим ток короткого замыкания в точке К1 .

Периодическая составляющая постоянна в течение всего процесса замыкания:

Ударный ток короткого замыкания:

где =1,8 — ударный коэффициент /1, таблица 2.45/.

Апериодическая составляющая:

Определим ток короткого замыкания в точке К2:

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

с.

Устанавливаем выключатель типа: ВГБУ-110

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 8.

Таблица 8.

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	ВГБУ-110	РДЗ.1-110/1000 НУХЛ1	РДЗ.2-110/1000 НУХЛ1
U_уст=110 кВ	U_н=110 кВ	U_н=110 кВ	U_н=110 кВ
I_{раб.утж}=184 А	I_н=2000 А.	I_н=1000 А.	I_н=1000 А
I_n_t=22,82 кА	I_{откл.ном}=40 кА	‑	‑
I_по=22,82 кА I_у=58,1 кА	i_дин=102 кА i_{дин.макс}=1,41.1,8.102=259 кА	i_дин=80 кА	i_дин=80 кА
В_к=23,1 кА²с	I_тер2_´_tтер=40²х3=4800 кА²с	I_тер2_´_tтер=3969 кА²с	I_тер²_´_tтер=3969 кА²с

* ‑ ‑ доля апериодической составляющей в токе к.з., % [2].

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .

В нейтраль силового трансформатора включаем ОПН ‑ 110УХЛ1, ЗОН – 110М (, ,).

4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

, (4.11)

где =– общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента приведения Ен=0,165, отчислений на амортизацию, обслуживания, текущий ремонт;

— сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяются по [2];

-стоимость годовых потерь электроэнергии.

Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 35,110 кВ сведены в таблицы 9,10.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

. (4.12)

, (4.13)

где — удельная стоимость;

a=831,81´12=9981,72 руб. кВт в год — основная ставка тарифа для 110 кВ;

a=592,30´12=7107,6 руб. кВт в год — основная ставка тарифа для 35 кВ;

b=0,563 руб. кВт∙ч-стоимость 1 электроэнергии 110 кВ;

b=0,606 руб. кВт∙ч-стоимость 1 электроэнергии 35 кВ;

-отношение потерь активной мощности предприятия DPэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям DPм активной мощности предприятия.

Таблица 9 – Экономические показателя при 35 кВ

№ п/п	Наименование оборудования	Ед.измерения	Кол-во	Стоимость ед.оборуд. руб.	Капиталовложения К, тыс.руб	Отчисления Е, о.е.	Затраты КЕ руб	Потери э/энергии кВт/ч	Стоимость потерь э/энергии Сэ, тыс.руб.
1	Разъединитель РДЗ1-35/1000НУХЛ1	2	шт.	100000,0	200000,00	0,2	40000
2	Разъединитель РДЗ2-35/1000НУХЛ2	4	шт.	105000,0	420000,00	0,2	84000
3	Выключатель ВБУ-35-1600/20	4	шт.	950000,0	3800000,00	0,2	760000
4	Трансформатор ТРДНС-25/35/10	2	шт.	10000000,0	20000000,00	0,2	4000000	602000	1799980
6	ОПН-35	6	шт.	11200,0	67200,00	0,2	13440
7	ВЛ АС-150/24	5,2	км	600000,0	3120000,00	0,2	624000	1308100	3911219
	Итого:				27607200		5521440	1910100	5711199

Таблица 10 – Экономические показателя при 110 кВ

№ п/п	Наименование оборудования	Ед.измерения	Кол-во	Стоимость ед.оборуд. руб.	Капиталовложения К, руб	Отчисления Е, о.е.	Затраты КЕ руб	Потери э/энергии кВт/ч	Стоимость потерь э/энергии Сэ, тыс.руб.
1	Разъединитель РДЗ1-110/1000НУХЛ1	2	шт.	200000,0	400000,00	0,2	80000
2	Разъединитель РДЗ2-110/1000НУХЛ2	4	шт.	200000,0	800000,00	0,2	160000
3	Выключатель ВГБУ-110	4	шт.	1080000,0	4320000,00	0,2	864000
4	Трансформатор ТРДН-25/110/10	2	шт.	13500000,0	27000000,00	0,2	5400000	616000	2433200
5	Заземлитель ЗОН-10М-I	2	шт.	49100,0	98200,00	0,2	19640
6	ОПН-110/73	6	шт.	26100,0	156600,00	0,2	31320
	ОПН-110/56	2	шт.	21000,0	42000,00	0,2	8400
7	ВЛ АС-120/27	2,6	км	520000,0	1352000,00	0,2	270400	285400	1127330
	Итого:				34168800		6833760	901400	3560530

— поправочный коэффициент: для 110 кВ;

для 35 кВ.

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 11.

Таблица 11 ‑ Сравнение экономических показателей

Уровень напряжения	Капитальные затраты К, тыс.руб.	Приведенные кап.затраты ЕК, руб	Потери э/энергии тыс кВт/ч	Стоимость потерь Сэ, руб	Приведенные затраты З, руб
110кВ	34168800	6833760	901400	3560530	10394290
35кВ	27607200	5521440	1910100	5711199	11232639

В результате расчетов принимаем вариант с Uном=110 кВ. (рисунок 2), так как его экономические показатели (приведенные затраты) ниже уровня приведенных затрат варианта с Uном=35 кВ.

5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий

5.1 Выбор величины напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном дипломном проекте согласно: «Норм технологического проектирования электроснабжения промышленных предприятий НТП ЭПП-94», принимаю напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

На данном предприятии применяю радиальные и магистральные схемы питания, в зависимости от взаимного расположения источников (ГПП) и цехов. В трубопрокатном цехе №1 установлен высоковольтный РП, что обеспечивает питание целого ряда высоковольтных и низковольтных нагрузок. Схема внутреннего электроснабжения включает в себя потребители всех категорий, поэтому она построена так, чтобы все ее элементы находились под нагрузкой, а при аварии на одном из них оставшиеся в работе могли принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки.

Схема принята к рассмотрению в упрощенном виде и приведена на рис.6

Схемы трансформаторных подстанций спроектированы без сборных шин первичного напряжения. При радиальном питании применяется глухое присоединение цехового трансформатора. При магистральном питании обязательна установка коммутационного аппарата (выключателя нагрузки) перед трансформатором.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

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

Тип кабеля выбирается в зависимости от принятого способа прокладки в соответствии с рекомендациями /3, раздел 2.13/.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ. Возможна прокладка до шести кабелей в одной траншее. Для прокладки используем кабель марки ААШвУ. При прокладке внутри цеха кабель расположен в лотках.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

, (5.1)

где — мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, .

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

, (5.2)

где — экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [1], jэ=1,4, при Тим=4355ч.

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

>, (5.3)

где — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2];

— поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [2];

— число параллельно прокладываемых кабелей.

>, (5.4)

где — коэффициент перегрузки [3].

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

, (5.5)

где — расчетная активная и реактивная нагрузки;

— удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, [2].

Результаты расчетов приведены в таблице 12.

Рисунок 6 – Схема внутреннего электроснабжения предприятия
Таблица 12

	Конечные пункты кабельной линии	Рр, кВт	Qр, квар	Sр.к, кВА	Iр.к, А	Fэ, мм2	Fт.с, мм3	Тип и кол-во кабелей	Сп-б прокладки
	Конечные пункты кабельной линии	Рр, кВт	Qр, квар	Sр.к, кВА	Iр.к, А	Fэ, мм2	Fт.с, мм3	Тип и кол-во кабелей	Сп-б прокладки
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ГПП-РП1	3995	994	4117	238,0	170	150	2хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
2	РП1-ТП 2	998	497	1115	64,4	46	35	2хААШвУ	в лотках
3	РП1-СД1,2	800	0	800	46,2	33	25	2хААШвУ	в лотках
4	РП1-СД3	400	0	400	23,1	17	16	1хААШвУ	в лотках
5	ГПП-ТП 3,4	411	250	481	27,8	20	16	4хААШвУ	в траншее
6	ГПП -ТП 5	1242	775	1464	84,6	60	50	2хААШвУ	в траншее
7	ГПП-ТП6	1304	891	1579	91,3	65	50	2хААШвУ	в траншее
8	ТП6-ТП9	507	273	576	33,3	24	16	1хААШвУ	в траншее
9	ГПП-ТП7	591	577	826	47,7	34	25	2хААШвУ	в траншее
10	ТП7-ТП 10	267	322	418	24,2	17	16	1хААШвУ	в траншее
11	ГПП-ТП8	1323	676	1485	85,9	61	50	2хААШвУ	в траншее
12	ГПП-СД 4	2000	0	2000	115,6	83	70	1хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
13	ГПП-СД 5,6	1600	0	1600	92,5	66	50	2хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
14	ГПП-СД 7	630	0	630	36,4	26	25	1хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
15	ГПП-КТЭ-1,2	4725	2911	5549	320,8	229	120	4хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
16	ГПП-КТЭ-3	2570	2141	3345	193,4	138	120	1хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках
17	ГПП-КТЭ-4,5	3250	2002	3817	220,6	158	150	2хААШвУ	в траншее, по цеху в лотках

Окончание таблицы 12

	Нагр. на каб., А		Iдоп, А	К п, о.е.	К t, о.е	I’доп, А	Кав, о.е	I’ав, А	l, км	ro, Ом/км	xo, Ом/км	ΔU,%
	в норм. режиме	в послеаварийном	Iдоп, А	К п, о.е.	К t, о.е	I’доп, А	Кав, о.е	I’ав, А	l, км	ro, Ом/км	xo, Ом/км	ΔU,%
	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	118,98	238,0	275	0,81	0,94	209,39	1,35	282,7	0,5	0,21	0,08	0,225
2	32,22	64,4	115	0,92	0,94	99,452	1,35	134,3	0,13	0,89	0,1	0,061
3	23,12	46,2	90	0,92	0,94	77,832	1,35	105,1	0,088	1,24	0,1	0,044
4	23,12	—	75	1	0,94	70,5	1,35	—	0,1	1,94	0,11	0,039
5	6,95	27,8	75	0,84	1	63	1,35	85,05	0,221	1,94	0,11	0,091
6	42,31	84,6	140	0,92	1	128,8	1,35	173,9	0,312	0,62	0,09	0,131
7	45,65	91,3	140	0,92	1	128,8	1,35	173,9	0,572	0,89	0,1	0,356
8	33,30	—	75	1	1	75	1,35	—	0,201	1,94	0,11	0,102
9	23,87	47,7	90	0,92	1	82,8	1,35	111,8	0,194	1,94	0,11	0,117
10	24,17	—	75	1	1	75	1,35	—	0,183	1,94	0,11	0,051
11	85,86	171,7	140	0,92	1	128,8	1,35	173,9	0,282	0,62	0,09	0,124
12	115,61	—	165	1	0,94	155,1	1,35	—	0,24	0,44	0,09	0,106
13	46,24	92,5	140	0,92	0,94	121,07	1,35	163,4	0,21	0,62	0,09	0,104
14	36,42	—	90	1	0,94	84,6	1,35	—	0,27	1,24	0,1	0,105
15	80,19	320,8	240	0,84	0,94	189,5	1,35	255,8	0,45	0,26	0,08	0,327
16	193,35	—	240	1	0,94	225,6	1,35	—	0,26	0,26	0,08	0,109
17	110,32	220,64	275	0,92	0,94	237,82	1,35	321,1	0,282	0,21	0,08	0,117

6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов, шин, кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения промышленного предприятия. При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного к.з. в характерных точках СЭС и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, допускается, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.

Мощность короткого замыкания в месте присоединения питающей главную понизительную подстанцию линии значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы во времени, то:

Для расчета токов короткого замыкания составим расчетную электрическую схему (рисунок 7).

Расчет тока короткого замыкания в точке К_3.

Примем: .

Сопротивление системы:

Сопротивление линий 110 кВ:

Рисунок 7 – Расчетная схема

Рисунок 8 – Схема замещения

Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

. (6.1)

. (6.2)

где ‑ коэффициент расщепленной обмотки; [2].

Эквивалентное сопротивление от системы до точки К₃:

. (6.3)

Сопротивление двигателей СД 4, 5, 6, 7:

Сопротивление кабельных линий:

Ток короткого замыкания в точки К₃:

, (6.4)

где — токи подпитки от соответствующих двигателей.

Аналогично рассчитываются токи подпитки от двигателей СД 5,6 и 7.

Ударный ток в точке К₃:

Подобным образом вычисляются токи короткого замыкания в точках К₄, К_5. При этом учитываются активные сопротивления кабельных линий и цехового трансформатора. Для точки К₄ также учитывается подпитка от синхронных двигателей.

Все результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 13

Точка КЗ

Мощность к.з. ступени, МВА

МВА

115

10,5

0,4

22,82

16,2

9,24

7,61

22,82

16,2

9,24

7,61

58,1

41,24

23,35

19,31

27,07

4545

3226

168

138

8,3

7 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия

7.1 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения

Рассчитаем токи в нормальном и утяжеленном режиме за трансформатором ГПП:

. (7.1)

. (7.2)

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии К-104М и К-105 (секционирование). В комплектацию к данной ячейке входят вакуумные выключатели типа ЭВОЛИС Schneider Electric, трансформаторы тока типа ТОЛ и трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ. Дуговая защита отсека сборных шин камер выполнена с помощью дугоуловителей и клапанов разгрузки с концевыми выключателями, установленными по торцам секций КРУ. Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства, представлен в таблице 14.

Таблица 14

Расчетные параметры	Условия выбора	Каталожные данные
Расчетные параметры	Условия выбора	ЭВОЛИС
U_уст=10 кВ	U_уст £ U_ном	U_ном=10 кВ
I_мах=1023А	I_мах £ I_ном	I_ном=1250 А
i_у=23,35 кА	i_уд £ i_дин	i_дин=64 кА
I_nt=9,24 кА	I_nt £ I_{откл.ном}	I_{откл.ном}=25 кА
I_a_t=1,58 кА*	I_a_t £ I_a.ном	I_а.ном=6,36 кА*
Вк=193,8 кА²с	Вк £ I² _терм t_терм	I²_терм.t_терм=1875 кА²с

* ‑ где апериодическая составляющая тока к.з. находится следующим образом:

(7.3)

где .

. (7.4)

Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 15. В качестве трансформатора тока выбран ТОЛ-10-1500/5-0,5/10Р Перечень необходимых приборов, установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции, приведен на рисунке 7.

Таблица 15

Расчетные параметры	Условия выбора	Каталожные данные
Расчетные параметры	Условия выбора	ТОЛ-10-1500/5-0,5/10Р
U_уст=10 кВ	U_уст £ U_ном	U_ном=10 кВ
I_мах=1023 А	I_мах £ I_ном	I_ном=1500 А
i_у=21,32 кА	i_уд £ i_дин	i_дин=100 кА
Вк*=193,8 кА²с	Вк £ I² _терм t_терм	I²_терм.t_терм=992,25 кА²с

* ‑ здесь

Рисунок 9 – Схема вторичных токовых цепей трансформаторов тока 10 кВ

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов /4, таблица 17/. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (таблица 16).

Таблица 16

Прибор	Тип	Класс точности	Нагрузка фазы,
			А	В	С
Амперметр	Э-335	1,0	0,5	—	—
Ваттметр	Д-335	1,5	0,5	—	0,5
Счетчик активной энергии	СЭТ4	1,0	0,1	—	0,1
Счетчик реактивной энергии	СЭТ4	1,5	0,1	—	0,1
Итого			1,2	—	0,7

Общее сопротивление приборов:

, (7.5)

где ‑ мощность наиболее нагруженной фазы;

‑ номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А.

Допустимое сопротивление проводов:

, (7.6)

где Ом – вторичная номинальная нагрузка трансформаторов тока;

Ом ‑ переходное сопротивление контактов.

Сечение соединительных проводов при соединении в неполную звезду:

, (7.7)

где ‑ плотность меди.

По условию механической прочности принимаем КРВГ с сечением 4мм²

Необходимо выбрать трансформаторы тока на вводе предприятия перед трансформатором ГПП. Выбран трансформатор ТФЗМ – 110Б – 300 ‑ 0,5/10Р. Данные представлены в таблице 17.

Таблица 17

Расчетные параметры	Условия выбора	Каталожные данные
Расчетные параметры	Условия выбора	ТФЗМ-110Б-300-0,5/10Р/10Р
U_уст=110 кВ	U_уст £ U_ном	U_ном=110 кВ
I_мах=250 А	I_мах £ I_ном	I_ном=300 А
i_у=41,24 кА	i_уд £ i_дин	i_дин=62 кА
Вк=23,1 кА²с	Вк £ I² _терм t_терм	I²_терм.t_терм=108 кА²с

Перечень необходимых приборов, подключаемых к ТФЗМ подобен тем, что подключаются на вводе в распределительное устройство 10 кВ [4], и поскольку для выбранного ТФЗМ [3], то по вторичной нагрузке он однозначно проходит.

Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции.

Принимаем к установке 3´ЗНОЛ 06 – 10 У3, с паспортными данными: U_НОМ=10 кВ., S_2НОМ=75 , работающим в классе точности 1. К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [4]. Проверка по вторичной нагрузки приведена таблице 18.

Таблица 18

Прибор

Тип прибора

Число приборов

Число обмоток 1 прибора

Мощность 1 катушки, В А

Общая потреб. мощность.

Р, Вт

Q, вар

Varh

Э-335

Д-335

СЭТ4

1,5

0,1 Вт

0,38

0,925

1,8

10,6

4,374

8,75

. (7.8)

Трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке, если

. (7.9)

Т.к. , то трансформатор проходит.

Для трансформаторов напряжения, при соединении их с приборами, используют контрольный кабель с медными жилами КРВГ S=4мм² — исходя из условия по механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель ПКТ 101-10-31,5-12,5УЗ.

Распределительный пункт высокого напряжения принимаем комплектным из тех же шкафов, что и КРУ ГПП.

7.2 Выбор выключателей напряжением 10 кВ и соответствующих трансформаторов тока

Номинальные токи выключателей и трансформаторов тока выбираются с учетом параметров основного оборудования (силовых трансформаторов, их перегрузочной способности). Результаты расчетов и выбор аппаратуры приведен в таблице 19. К трансформаторам тока подключаются, счетчики активной мощности.

Таблица 19

Кабельные линии	Uн, кВ	Iрасч, А	Iутяж,А	Iпо,кА	Iу, кА	Тип выключателя	Тип ТА
ГПП-РП1	10	118,98	238,0	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-300
РП1-ТП 1	10	32,22	64,4	7,61	19,31	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-100
РП1-ТП 2	10	32,22	64,4	7,61	19,31	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-100
РП1-СД1,2	10	46,24	—	7,61	19,31	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
РП1-СД3	10	23,12	—	7,61	19,31	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
ГПП-ТП 3,4	10	13,90	27,8	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
ГПП -ТП 5	10	42,31	84,6	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-100
ГПП-ТП6	10	45,65	91,3	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-100
ТП6-ТП9	10	33,30	—	9,24	23,35	ВНБ-10/630-16	—
ГПП-ТП7	10	23,87	47,7	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
ТП7-ТП 10	10	24,17	—	9,24	23,35	ВНБ-10/630-16	—
ГПП-ТП8	10	85,86	171,7	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-200
ГПП-СД 4	10	115,61	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-150
ГПП-СД 5,6	10	92,49	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
ГПП-СД 7	10	36,42	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-50
ГПП-КТЭ-1,2	10	320,78	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-100
ГПП-КТЭ-3	10	193,35	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-200
ГПП-КТЭ-4,5	10	220,64	—	9,24	23,35	ЭВОЛИС-10/25-630	ТОЛ-10,5-150

7.3 Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение 0,4 кВ трансформаторных подстанций

На стороне низшего напряжения цеховых ТП выбираются только вводные и секционные автоматические, а для РПН только вводные аппараты. Выключатели на РПН принимаем такими же, как на ТП. Результаты сводятся в таблицу 20.

Таблица 20

№ТП	Место установки выключателя	Iр А	Iутяж А	Iк, кА	Тип выключателя/шкафа РПН
ТП1	вводной секционный	806	1611	12	ВА07-220/2000А
ТП2	вводной секционный	806	1611	12	ВА07-220/2000А
ТП3	вводной секционный	348	695	12	ВА07-208/800А
ТП4	вводной секционный	348	695	12	ВА07-208/800А
ТП5	вводной секционный	1058	2115	12	ВА07-325/2500А
ТП6	вводной	1141	2282	12	ВА07-325/2500А
ТП7	вводной секционный	597	1193	12	ВА07-220/2000А
ТП8	вводной секционный	1073	2147	12	ВА07-325/2500А
ТП9	вводной	833	833	12	ВА07-212/1250А
ТП10	вводной	604	604	12	ВА07-208/800А
РПН1	вводной	91	91	12	ПР8503 1000 Iн=100А
РПН2	вводной	175	175	12	ПР8503 1000 Iн=200А

7.4 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ и шин ГПП и РП

В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство, используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [2]. Выбор сведен в таблицу 21.

Таблица 21

Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
Iутяж=1023 А	Iн=1600 А
iу=21,53 кА	iдин=51 кА

На ГПП и РП принимаем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х10 с допустимым током 1480 А (при Iутяж=1023 А на ГПП, 871,3 А на РП 1, 787,4 на РП 2).

7.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд оперативные цепи системы связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, освещение подстанции, обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

, (7.10)

Принимаем к установке ТМ-160/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как .

Ток предохранителя:

. (7.11)

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-10-31,5 УЗ.

8 Внутреннее электроснабжение ремонтно-механического цеха

Ремонтно-механический цех с расчетной активной мощностью 267 кВт запитан от КТП с одним трансформатором ТМЗ – 400-10/0,4. Схема внутреннего питания – магистральная. Силовые шкафы КТП – ЩО 90 с автоматическим выключателем ВА07-208/800 на вводе и рубильником и предохранителем в отходящих ячейках. От силовых шкафов КТП питаются распределительный шинопровод ШРА1-160, ШРА2-73 на номинальный ток 250 А, пять силовых распределительных пункта ПР8503. Распределительный шинопровод прокладывается по несущим колоннам здания на высоте 3 метра.

Произведен расчет коммутационной аппаратуры и проводников для каждого электроприемника. Результаты сведены в таблицу 22.

Таблица 22

№ п/п	Наименование ЭП	Рном, кВт	Iном, А	Кабель АВВГ	I доп, А	Тип выключателя
№ п/п	Наименование ЭП	Рном, кВт	Iном, А	Cечение кабеля	I доп, А	Тип выключателя
1	Ванны хромированные	98	36,8	7(5х4)	45	ВА47-29
2	Станок токарно-винторезный	4,5	11,8	5х1,5	26	ВА47-29
3	Станок токарно-винторезный	10	26,3	5х2,5	34	ВА47-29
4	Пресс для выпрессовки колесных пар	29,5	77,5	5х16	93	ВА47-29
5	Молот пневматический	10	26,3	5х2,5	34	ВА47-29
6	Металлизатор	1,8	4,7	5х1,5	26	ВА47-29
7	Электропечь	8	10,5	2(5х1,5)	26	ВА47-29
8	Станок анодно-механической резки	16	42,0	5х4	45	ВА47-29
9	Станок анодно-механической резки	6,7	17,6	5х1,5	26	ВА47-29
10	Станок вертикально-сверлильный	7	18,4	5х1,5	26	ВА47-29
11	Станок вертикально-сверлильный	4,5	11,8	5х1,5	26	ВА47-29
12	Станок настольно-сверлильный	0,65	1,7	5х1,5	26	ВА47-29
13	Станок отрезной	2	5,3	5х1,5	26	ВА47-29
14	Станок долбежный	3	7,9	5х1,5	26	ВА47-29
15	Станок трубогибочный	3	7,9	5х1,5	26	ВА47-29
16	Пресс-ножницы комбинированные	9	23,6	5х1,5	26	ВА47-29
17	Станок токарный	10	26,3	5х2,5	34	ВА47-29
18	Автомат для газовой резки	10	26,3	5х2,5	34	ВА47-29
19	Пресс гибочный	28	73,6	5х16	93	ВА47-29
20	Вальцы переносные	8	21,0	5х1,5	26	ВА47-29

Окончание таблицы 22

21	Ножницы	3,5	9,2	5х1,5	26	ВА47-29
22	Вальц	28	73,6	5х16	93	ВА47-29
23	Вальцы листогибочные	28	73,6	5х16	93	ВА47-29
24	Пресс гидравлический	19,3	50,7	5х6	54	ВА47-29
25	Заточные станки	5	6,6	2(5х1,5)	26	ВА47-29
26	Токарные станки	48	31,5	4(5х2,5)	34	ВА47-29
27	Сверлильные станки	17	8,9	5(5х1,5)	26	ВА47-29
28	Продольно-строгальные станки	20	26,3	2(5х2,5)	34	ВА47-29
29	Горизонтально-фрезерные станки	14	18,4	2(5х1,5)	26	ВА47-29
30	Зубофрезерные станки	40	26,3	4(5х2,5)	34	ВА47-29
31	Фрезерные станки	30	19,7	4(5х1,5)	26	ВА47-29
32	Строгальные станки	31,5	11,8	7(5х1,5)	26	ВА47-29
33	Плоскошлифовальные станки	34	22,3	4(5х1,5)	26	ВА47-29
34	Вентилятор вытяжной	55	144,5	5х35	147	ВА47-29
35	Вентилятор приточный	75	197,1	5х70	220	ВА47-29
36	Сварочные агрегаты	30	26,3	3(5х2,5)	34	ВА47-29
37	Сварочные аппараты	120	105,1	3(5х25)	121	ВА47-29

9 Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции имеет четыре системы сборных шин. Расчет ведется для половины подстанции, учитывая, что нагрузка распределяется равномерно. Приняты к рассмотрению 1 и 3 системы шин, как питающиеся от одного трансформатора [5]. В таблице 23 приведены исходные данные для системы электроснабжения, показанной на рисунке 10.

Рисунок 10 ‑ Часть системы электроснабжения предприятия для расчета компенсации реактивной мощности.

Таблица 23

ТП	Sтн, кВА	Q1i, квар	ΔQтi, квар	Rтрi, Ом	Rлi, Ом
1	630	73	32,9	1,99	0,11
2	630	73	32,9	1,99	0,11
3	400	125	13,7	3,43	0,43
4	400	125	13,7	3,43	0,43
5	1000	323	37,0	1,22	0,19
6	630	309	32,9	1,99	0,51
7	250	67	10,3	5,92	0,37
8	1000	230	37,0	1,22	0,17
9	630	253	38,8	1,99	0,39
10	400	241	21,8	3,43	0,35
Итого:		1818	270,8

Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 24.

Таблица 24

Обозначение в схеме	Тип двигателя	Uн, кВ	Рсд.нi, кВт	Qсд.нi, квар	Ni, шт	ni, об/мин	Д1i, кВт	Д2i, кВт
СД1	СТД	10	800	446,4	1	3000	2,47	4,46
СД2	СТД	10	800	446,4	1	3000	2,47	4,46
СД3	СТД	10	400	187,2	1	500	3,88	2,97
СД4	СТД	10	2000	864	1	3000	4,8	7,56
СД5	СТД	10	1600	835	1	3000	4,25	6,27
СД6	СТД	10	1600	835	1	3000	4,25	6,27
СД7	СТД	10	630	328,9	1	3000	2,07	3,44

где Д₁, Д₂ — параметры, характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях [5].

Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется так:

, (9.1)

где — коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности, зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной принимаем ; .

Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной:

, (9.2)

Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

а) для низковольтных блоков конденсаторов 0,4 кВ:

. (9.3)

б) для высоковольтных блоков конденсаторов 10 кВ:

. (9.4)

в) для синхронных двигателей:

. (9.5)

. (9.6)

где — удельная стоимость батарей конденсаторов;

— удельные мощности батарей конденсаторов;

— удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.

Определим эквивалентные активные сопротивления:

. (9.7)

. (9.8)

где , .

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 25.

Таблица 25

Обозначение в схеме	Qсд.мi, Мвар	З1г.сдi, руб/Мвар	З2г.сдi, руб/Мвар2	Rэ.сдi, Ом	Qсдi, Мвар
СД1	0,43	60579	245040	2,288	0,046
СД2	0,43	60579	245040	2,288	0,046
СД3	0,21	226922	927886	8,525	-0,077
СД4	1,02	60824	110878	1,063	0,099
СД5	0,85	55725	98457	0,949	0,135
СД6	0,85	55725	98457	0,949	0,135
СД7	0,33	68906	348162	3,230	0,021

Для определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными конденсаторными батареями, находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций, которые будут состоять из суммы сопротивления линии и трансформатора (таблица 23). Значения реактивных сопротивлений записаны в таблицу 26.

Оптимальные реактивные мощности низковольтных батарей, подключенных к ТП, определяем в предположении, что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК:

. (9.9)

Результаты расчета мощностей Q_ci низковольтных БК сводим в таблицу 26.

Таблица 26

Место установки БК	Rэi, Ом	Qci, Qcoj,Мвар		Qкi, квар	Qкi+Qci, квар	Тип принятой станд. БК	Qстi, квар
Место установки БК	Rэi, Ом	расчетное	принятое	Qкi, квар	Qкi+Qci, квар	Тип принятой станд. БК	Qстi, квар
ТП1	2,10	0,019	0,019	175	194	УККРМ-5-200-12,5УЗ	200
ТП2	2,10	0,019	0,019	175	194	УККРМ-5-200-12,5УЗ	200
ТП3	3,86	0,091	0,091	0	91	УККРМ-5-100-12,5УЗ	100

Окончание таблицы 26

ТП4	3,86	0,091	0,091	0	91	УККРМ-5-100-12,5УЗ	100
ТП5	1,41	0,230	0,230	64	294	УККРМ-5-300-12,5УЗ	300
ТП6	2,93	0,279	0,279	0	279	УККРМ-5-300-12,5УЗ	300
ТП7	6,86	0,050	0,050	61	111	УККРМ-5-200-12,5УЗ	200
ТП8	1,39	0,134	0,134	109	243	УККРМ-5-300-12,5УЗ	300
ТП9	3,50	0,240	0,240	20	260	УККРМ-5-300-12,5УЗ	300
ТП10	4,38	0,221	0,221	80	302	УККРМ-5-350-12,5УЗ	350
РП1	0,05	0,080	0,080	0	80	УККРМ-7-100-12,5УЗ	100
Итого			1,453	685	2138		2450

Величина реактивной мощности, потребляемая от сборных шин РП 1:

Мощность высоковольтной БК, подключаемой к сборным шинам РП1:

Определим мощность высоковольтной БК, подключаемой к с.ш. 10 кВ ГПП:

. (9.10)

Величина экономически целесообразной реактивной мощности, передаваемой заводу определяется, как минимальная из величин:

и , (9.11)

где Pp и Qр – расчетные активная и реактивная нагрузки всего завода;

Кн.р=0,85 – коэффициент несовпадения реактивной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка всего предприятия:

Принимаем наименьшую . На один трансформатор приходится:

. (9.12)

Определим расчетный :

. (9.13)

10 Спецвопрос. Обоснование необходимости использования мягкого пуска высоковольтного синхронного двигателя.

Известны следующие способы пуска С. э. в ход: с помощью вспомогательного двигателя, частотный и асинхронный. В первом случае С. э. с отключенной нагрузкой разгоняется до синхронной частоты вращения вспомогательным пусковым двигателем небольшой мощности. При частотном пуске плавно изменяется (увеличивается) частота напряжения в статорной обмотке. При асинхронном способе пуска (получившем наибольшее распространение) вращающий электромагнитный момент возникает в результате взаимодействия магнитного поля статора с полем тока, наведённого в пусковой обмотке или в теле ротора; обмотку возбуждения при этом замыкают накоротко или на разрядный резистор. По достижении ротором установившейся частоты вращения, близкой к синхронной, обмотку возбуждения размыкают и подсоединяют к источнику постоянного тока. Синхронизирующий момент обеспечивает вхождение двигателя в синхронизм. Устойчивый синхронный режим работы двигателя возможен при равенстве электромагнитной и механической (тормозящей) мощностей. В случае, если мощность нагрузки превосходит электромагнитную, двигатель выходит из синхронизма и останавливается. Нарушение синхронной работы двигателя может быть вызвано также снижением напряжения в сети или уменьшением тока возбуждения.

В отличие от асинхронных электродвигателей, С. э. способны при заданной нагрузке работать с различными коэффициентами мощности (cos φ). При увеличении тока возбуждения коэффициент мощности возрастает и при определённом его значении становится равным единице; дальнейшее увеличение тока возбуждения переводит двигатель в режим, при котором он отдаёт реактивную мощность в сеть. Т. о., в зависимости от величины тока возбуждения реактивная мощность может отдаваться в сеть (перевозбуждение) или потребляться из сети (недовозбуждение). С. э., работающий на холостом ходу и предназначенный для генерирования реактивной мощности, называется компенсатором синхронным.

С. э. применяют в электроприводах, не требующих регулирования частоты вращения при отсутствии значительных перегрузок на валу двигателя (например, для привода насосов, компрессоров, вентиляторов и т. д.).

Прямой пуск высоковольтного электродвигателя сопровождается 6-8 кратным броском пускового тока, создающим ударный электромагнитный момент, передающийся через вал двигателя на приводимый в движение механизм. В течение 15 — 20% времени разгона электродвигателя этот момент содержит постоянную составляющую и вынужденную составляющую в виде знакопеременного момента с амплитудой до 4 номинальных моментов электродвигателя. Возникающие большие знакопеременные электродинамические усилия в обмотке статора приводят к ухудшению изоляции секций и изгибу лобовых частей обмотки вследствие смещения проводников друг относительно друга. Знакопеременный момент вызывает вибрации как самого электродвигателя, так и приводимого в движение механизма.. В результате, ударные нагрузки приводят к разрушению и пробою изоляции обмоток статора электродвигателей, перегоранию межкатушечных соединений, обгоранию выводных концов, поломкам валов, соединительных муфт, редукторов и другим неполадкам. Нарушается ритмичность производства и снижается выпуск готовой продукции. Предприятия несут большие затраты на ремонт вышедшего из строя оборудования.

Ещё более неблагоприятны для электродвигателей пусковые режимы, продолжительность которых превышает 8-10 с. Обмотки электродвигателей помимо мощного электродинамического воздействия подвергаются интенсивному нагреву пусковыми токами. При этом выделяющееся тепло не успевая рассеяться в металле статора или ротора, вызывает резкое повышение температуры обмотки, что приводит к снижению уровня изоляции и авариям. Примером может служить авария асинхронного электродвигателя мощностью 8000 кВт, 6 кВ привода турбокомпрессора, продолжительность пуска которого составляла 12-14 с. После 45 пусков изоляция электродвигателя под воздействием ударных электродинамических и тепловых пусковых нагрузок практически разрушилась. Произошло межфазное короткое замыкание в пазовой части обмотки, а затем замыкание на землю в лобовых частях с возгоранием электродвигателя.

Так же неблагоприятно сказываются броски пускового тока на питающую сеть, приводя к большим просадкам напряжения, что отрицательно сказывается на устойчивости работы других потребителей. Нарушается нормальное течение технологических процессов, предприятия несут большие убытки из-за недовыпуска продукции.

Большие пусковые токи, потребляемые электродвигателями в момент их пуска, и связанные с этим глубокие посадки напряжения очень усложняют, а в ряде случаев делают невозможным пуск в работу двигателей в случае их электроснабжения от газотурбинных, дизельных или иных электростанций ограниченной мощности.

В связи с отмеченными моментами персонал предприятий, эксплуатирующий высоковольтные двигатели, старается обеспечивать их работу без остановов возможно более длительное время, даже когда указанное не требуется по технологии. А это, в свою очередь, приводит к значительному перерасходу электроэнергии.

СД 4 – наиболее мощный двигатель предприятия. Пуск двигателя производят в два этапа: сначала без возбуждения при замкнутой на сопротивление гашения обмотке возбуждения, затем при достижении частотой вращения подсинхронного значения включают возбуждение и происходит автоматическая самосинхронизация.

При запуске двигателей допускают понижения напряжения:

— до 80% номинального напряжения при питании чисто силовой нагрузки напряжением 10 кВ;

— до 85-90% номинального напряжения при питании осветительной и смешанной нагрузок.

Таким образом остаточное напряжение входит в допустимые пределы.

Параметры схемы берем из расчета режимов КЗ:

Расчетная пусковая мощность электродвигателя:

, (10.1)

где — номинальные параметры двигателя,

Кп – кратность пускового тока.

МВА.

Сопротивление двигателя, участвующего в пуске:

. (10.2)

Кроме двигателей, участвующих в пуске к шинам подключена и другая нагрузка – трансформаторные подстанции, конденсаторные батареи. Мощности батареи конденсаторов берутся со знаком минус. Зная активные и реактивные мощности этих нагрузок, вычислим суммарную эквивалентную нагрузку узла:

, (10.3)

Эквивалентное сопротивление узла:

. (10.4)

Остаточное напряжение на шинах :

, (10.5)

где Х_с – суммарное сопротивление питающей сети до сборных шин, к которым подключен двигатель,

U_c – напряжение питающей сети.

кВ.

В процентном соотношении:

Такой провал напряжения допустим, но в связи со всем вышеизложенным считаю необходимым установить пусковую шину.

11 Безопасность жизнедеятельности

11.1 Конструктивное выполнение главной понизительной подстанции (ГПП)

Главная понизительная подстанция предприятия находится на территории предприятия, с некоторым смещением от центра электрических нагрузок. Площадка с ГПП смещена в сторону источника питания.

Предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. Расположение ГПП выбрано с учётом розы ветров, согласно которой преимущественное направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной стороны по отношению к ГПП-110/10кВ.

Аппаратура ОРУ-110кВ и трансформаторы установлены открыто. Территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой h=1.8м. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ, ЗРУ-10 кВ и трансформаторов, а также подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от коррозии — окрашены. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара под трансформаторами предусмотрены маслоприёмники, закрытые металлической решёткой, поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 0.25м. Все токоведущие части, доступные случайному прикосновению, ограждены металлической сеткой с окном 2525мм; на всём электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи и мнемосхемы, поясняющие назначение электрооборудования, а также вывешены предупреждающие плакаты типа “Осторожно, высокое напряжение”.

Токоведущие части окрашены в соответствии:

фаза А – жёлтым цветом;

фаза В – зелёным цветом;

фаза С – красным цветом.

В ЗРУ ячейки КРУ установлены в два ряда с центральным проходом 2м, ширина прохода между ячейкой и стеной 1м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку, так что доступы к токоведущим частям автоматически закрываются металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода, которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки. ЗРУ выполнено без окон. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов, высотой 1.2м.

11.2 Взрывобезопасность и пожарная безопасность

На территории и в помещениях предприятия имеются взрывоопасные зоны классов В-Iа, В-Iб и В-Iг.

Для исключения возможности возникновения взрыва и развития пожара на территории предприятия согласно НПБ 105-95, СНиП 21-07-97, ПУЭ проводят следующие мероприятия:

1. На территории предприятия используется специальное взрывозащищённое электрооборудование.

2. В помещениях и на территории во взрывоопасных и пожароопасных зонах используются автоматические системы пожаротушения.

3. По условиям взрывобезопасности и пожарной безопасности главная понизительная подстанция (ГПП) находится за территорией предприятия.

4. Электрооборудование и электрические сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при коротком замыкании имеют достаточную отключающую способность и термическую стойкость токам короткого замыкания.

5. Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприёмники, рассчитанные на приём 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприёмника предусмотрено переносным насосным агрегатом.

6. Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение.

7. Фундаменты под маслонаполненные силовые трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.

8. Перекрытие кабельных каналов выполнено съёмными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.

9. Расстояние от ЗРУ до производственных зданий составляет не менее 7 метров.

10. Здание ЗРУ имеет вторую степень огнестойкости.

11. В ЗРУ при длине более 7 метров предусмотрены два выхода по его концам.

12. Двери из РУ открываются в направлении других помещений или наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны распределительного устройства. Для естественного освещения применяются стеклоблоки.

13. В ЗРУ-10кВ применены малообъёмные масляные выключатели типа ВКЭ-10.

14. Для локализации очагов пожара на ГПП имеются следующие первичные средства пожаротушения:

а). ОРУ-110 кВ.

-пожарный щит с принадлежностями;

-ящик с песком у каждого трансформатора.

б). ЗРУ-10кВ.

-шесть огнетушителей ОУ-3;

-ящик с песком;

-пожарный щит с принадлежностями.

15. В ЗРУ имеется связь с пожарной охраной.

11.3 Обеспечение электробезопасности

11.3.1 Общие сведения

Важным средством предупреждения неправильных операций, производимых оперативным персоналом, является оснащение всех разъединителей и заземляющих ножей устройствами блокировки.

Оперативная блокировка должна рассматриваться как дополнительное средство, препятствующее производству ошибочных операций.

а) Оперативная блокировка разъединителей с выключателями должна предотвращать:

— включение и отключение разъединителями активной и реактивной мощности, за исключением случаев включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий;

— включение и отключение разъеденителями больших уравнительных токов или включение на несинхронное напряжение.

б) Блокировка защитных заземлений должна предотвращать:

— включение заземляющих ножей на шины и участки присоединений, находящихся под напряжением;

— включение разъединителей на участки шин и присоединений, заземленные включенными заземляющими ножами;

— подачу напряжения выключателем на заземленный участок шин.

Для разъединителей и заземляющих ножей должна выполняться блокировка, исключающая:

— оперирование разъединителем под нагрузкой;

— включение заземляющего ножа на участке цепи, не отделенном разъеденителями от участков, находящихся под напряжением;

— возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи.

К устройствам блокировки предъявляются следующие требования:

— блокировка должна быть полной, т.е. предусматривать блокирование всех неправильных операций, которые могут быть произведены разьединителями;

— устройства оперативной блокировки и блокировки заземляющих ножей должны осуществляться по общей схеме;

— блокировка должна быть надежна в эксплуатации.

Недопустимо, чтобы при различных неисправностях или исчезновении напряжения оперативного тока блокировка позволяла производить операции с разъеденителями;

— блокировка не должна без надобности усложнять или замедлять операции операции с разъединителями, что особенно важно при большом количестве присоединений. Блокировочная аппаратура должна быть доступна для осмотра при наличии напряжения на блокируемом оборудовании;

— блокировка не должна препятствовать включению и отключению выключателя при разобранной схеме. Блокировка должна исключать возможность подачи напряжения на заземленные участки присоединений включением выключателя.

Наиболее широкое применение получили следующие блокировки: механическая непосредственного действия, электромагнитная и механическая замковая.

Механическая блокировка непосредственного действия в заводском исполнении применяется в комплетных распределительных устройствах, а также для блокировки разъединителей с заземляющими ножами. При каждой ревизии основного аппарата необходимо проверять работоспособность механической блокировки непосредственного действия.

Электромагнитная блокировка рекомендуется для распределительных устройств со сложными схемами первичных соединений независимо от напряжения при большом количестве присоединений. Достоинством этой системы являются её универсальность, простота операций при минимальной затрате времени.

Механическая замковая блокировка применяется для схем с местным управлением выключателя, блокировочный замок которого механически связан с приводом. Электромеханическая блокировка применяется для схем с дистанционным управлением выключателя. Блокировочный замок выключателя имеет электрическую связь с цепями управления выключателей. Эти системы блокировки рекомендованы только для распределительных устройств с относительно простой схемой первичных цепей.

Для защиты электротехнического персонала от поражения электрическим током все коммутационные аппараты ГПП оснащены заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами.

В ЗРУ-10кВ выключатели, установленные в ячейках КРУ также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения, металлоконструкции ОРУ-110 кВ и ЗРУ-10 кВ заземляются.

В ЗРУ-10кВ предусмотрены следующие защитные средства.

1. Изолирующая штанга – 2шт. на каждый класс напряжения.

2. Указатель напряжения — 2шт. на каждый класс напряжения.

3. Изолирующие клещи – по 1шт. на U=10кВ и U=0.4кВ.

4. Диэлектрические перчатки – не менее 2-х пар.

5. Диэлектрические боты (для ОРУ-110 кВ)- 1 пара.

6. Диэлектрические галоши – 2 пары (для 0.4кВ).

7. Временные ограждения – не менее 2-х штук.

8.Переносные заземления – не менее 2шт. на каждый класс напряжения.

9. Диэлектрические ковры – по местным условиям.

10. Переносные плакаты и знаки безопасности.

11. Шланговый противогаз – 2шт.

12. Защитные очки – 2пары.

13. Медицинская аптечка.

11.3.2 Расчёт заземления ОРУ

Исходные данные для расчёта заземлителя:

-удельное сопротивление верхнего слоя r=60 Ом·м (почвенно-растительный слой глубиной 2 метра);

-удельное сопротивление нижнего слоя r=50 Ом·м;

-сопротивление естественного заземлителя R_e=1.7 Ом;

-величина тока однофазного короткого замыкания I_ОЗЗ=2.15 кА;

-площадь ОРУ (4050)-2000м².

Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 440мм и вертикальных стержневых электродов длиной L_В=5м и диаметром d=12мм. Глубина заложения электродов в землю t=0.7м.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя:

Определим суммарную длину горизонтальных электродов:

а_Г=750м.

Количество вертикальных электродов:

N=40шт.

Составляем расчётную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S=1800 м².

Длина одной стороны сетки определяется как:

Количество ячеек по одной стороне модели:

Принимаем количество ячеек m=7.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:

Длина стороны ячейки в модели:

Расстояние между вертикальными электродами:

Суммарная длина вертикальных электродов:

Относительная глубина погружения вертикальных электродов в землю:

Относительная длина верхней части вертикального электрода, то есть части, находящейся в верхнем слое земли:

Рисунок 11 — Расчётная модель заземлителя

Определим расчётное эквивалентное удельное сопротивление грунта:

Отношение удельных сопротивлений грунта , тогда показатель степени p определится по выражению:

Расчётное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя:

Коэффициент А определяется по формуле:

Общее сопротивление заземляющего контура (с учётом естественного заземлителя):

Определяем потенциал заземляющего устройства:

Следовательно, искусственный заземлитель ОРУ должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 440мм общей длиной не менее 750м и вертикальных стержневых электродов в количестве не менее 40шт диаметром 12мм и длиной по 5м, размещённых по периметру заземлителя по возможности равномерно, то есть на одинаковом расстоянии один от другого. Глубина погружения электродов в землю 0.7м.

При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя не будет превышать 0.98Ом, а общее сопротивление заземлителя ОРУ 0,5Ом.

В результате расчёта получили, что сопротивление заземлителя равное 0,5 Ом не превышает максимально допустимого сопротивления заземлителей 0,5 Ом

11.4 Освещение ОРУ-110 кВ

Площадь ОРУ-110кВ:

Норма освещённости Е_Н=1.0лк (СниП II-4-79)

Суммарный световой поток:

где К_З=1.5-коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения отражателя, защитного стекла, лампы;

К_П=1.5-коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещённой площадки.

Для освещения принимаем прожектора марки ПЗС-35 с технической характеристикой: тип лампы — НГ 220-500;

КПД прожектора h_ПР=0.27;

Максимальная сила света I_max=50000кд;

Световой поток лампы прожектора Ф_П=8100лм.

Необходимое число прожекторов:

Определим высоту установки прожектора:

Два прожектора устанавливаем на мачтах освещения на противоположных концах ОРУ-110кВ. Угол прожекторов устанавливаем в зависимости от направления освещённости.

12.Основы организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования

В энергетике поддержание оборудования в работоспособном состоянии, восстановление его наиболее важных характеристик, улучшение эксплутационных качеств и повышение экономической эффективности его использования достигается за счет применения системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Такой ремонт оборудования представляет собой комплекс работ, включающих в себя тщательный осмотр, проверки и испытания оборудования, ремонт и замену отдельных узлов и деталей, в результате которого значения технических и экономических показателей оборудования стновятся близкими к проектным, что обеспечивает длительную надежную и экономичную работу оборудования. Основной принцип ППР-ремонт оборудования до начала его интенсивного износа и соответственно предупреждение аварий, а не ликвидация её последствий (это исключает необходимость в аварийном ремонте, если авария всё же имела место).

Ремонт по системе ППР включает в себя текущий и капитальный виды ремонта. Потребность в текущем ремонте выявляется при контрольно-осмотровых операциях и в процессе эксплуатации машины. Его цель – обеспечить надежную работу оборудования до очередного ремонта (текущего или капитального).

При текущем ремонте производят несложные ремонтные операции с разборкой или без разборки узлов, различного рода регулировки, замену отдельных частей.

Расширенный текущий ремонт (средний ремонт) отличается от текущего обьемом работ. При этом виде ремонта производится:

— ремонт и замена деталей и узлов, которые не смогут нормально работать до очередного капитального ремонта;

— проверка устройств и при необходимости наладка систем управления, регулирования и автоматики.

Капитальный ремонт проводится для восстановления первоначальных качеств непригодной к дальнейшей эксплуатациии с заданными параметрами машины. Он должен гарантировать срок службы машины в течение установленного межремонтного периода при условии её надлежащего технического, проведения текущих видов ремонта и эксплуатации в соответствии с утвержденными инструкциями и эксплуатационными характеристиками. Оборудование выводится в капитальный ремонт, если большая часть основных узлов нуждается в восстановлении, а техническое состояние машины ухудшается из-за снижения надежности большинства её узлов.

Периодичность между двумя капитальными ремонтами агрегата называют межремонтным периодом (МРП), а период между началом одного капитального ремонта агрегата и началом следующего за ним капитального ремонта – ремонтным циклом этого агрегата.

12.1 Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта

Основные принципы организации планово-предупредительного ремонта энергетического оборудования следующие.

1. Предварительная планово-организационная и материально-техническая подготовка к ремонту. За два, три месяца до начала ремонта разрабатывается проект организации ремонтных работ. Он включает в себя:

— обьем и сроки выполнения работ;

— необходимые трудовые затраты;

— состав ремонтных бригад и схемы расстановки персонала на рабочих местах;

— мероприятия по механизации ремонтных работ;

— указания о необходимом ремонтном оборудовании, запасных частях и ремонтных материалах;

— инструкции по технологическим операциям в их последовательности;

— пооперационные нормы времени и нормы расхода ремонтных материалов.

2. Внедрение прогрессивной организации и технологии ремонтных работ.

Ремонт каждого агрегата на станции должен производится как единый технологический процесс с максимальной поточностью операций.

3. Замена в процессе ремонта целых узлов оборудования заранее собранными комплектами. Поузловой ремонт ускоряет процесс, так как в этом случае нет необходимости разбирать узел и ремонтировать отдельные дефектные детали.

4. Раздельный ремонт основного и вспомогательного оборудования (при наличии резервных агрегатов собственных нужд). При раздельном ремонте основного и вспомогательного оборудования один из комплектов последнего ремонтируется до останова основоного агрегата. Это позволяет значительно сократить простой основных агрегатов в ремонте и снизить потребность в ремонтном персонале.

Прием основного оборудования из капитального ремонта производится комиссией под руководством главного инженера. После предварительного приема оборудования из ремонта оно проверяется в работе под нагрузкой в течении 24 ч. Окончательная оценка качества ремонта дается после месяца его работы под нагрузкой, в течение которого производятся необходимые эксплутационные испытания и измерения.

Если по истечении одного месяца работы агрегата после капитального ремонта предварительная оценка качества ремонта не изменится, она утверждается в качестве окончательной.

12.2 Разработка ремонтного плана

Ремонтный план энергопредприятия включает в себя следующие мероприятия:

— разработку календарного графика вывода оборудования в ремонт;

— определение планового обьема работ по отдельным агрегатам, цехам и электростанциям в целом;

— выявление потребности в запасных частях, материалах для ремонта и их стоимости;

— определение необходимого числа и состава рабочих по специальностям и квалификации, их распределение по ремонтным подразделениям и кооперация труда персонала различных ремонтных подразделений;

— расчеты по определению сметной стоимости ремонта.

12.3 Планирование использования рабочего времени

Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчёте на одного человека. Расчеты сведены в таблицу 27

Таблица 27

Состав фонда времени	По плану на 2009 г.
Состав фонда времени	В днях	В часах
Календарный фонд рабочего времени	365	2920
Нерабочие дни:
— праздничные	11	88
— выходные	104	832
Фонд нерабочего времени F	115	920
Номинальный фонд рабочего времени F_н	250	2000
Плановые целосменные невыходы:
— основные и дополнительные отпуска	24	192
— по болезни (3,5 % от номинального фонда)	8,75	70
— общественные и гос. обязанности (0,5 % от F_н)	1,25	10,0
Плановые внутрисменные потери (0,5 % от F_н)	1,25	10,0
Эффективный фонд рабочего времени F_э	214,75	1718
Коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени	0,86

Номинальный фонд времени определяется как разность между календарным временем и нерабочими днями.

Эффективный фонд рабочего времени определяется как разность номинального фонда рабочего времени F_н и плановых целосменных невыходов с плановыми внутрисменными потерями.

12.4 Планирование численности рабочих

Определим суммарную ремонтосложность общезаводской части электрохозяйства:

∑R = ∑n_i · R_i,

(12.1)

где Ri – ремонтосложность i- го элемента схемы в условных единицах;

ni – количество оборудования.

Количество текущих ремонтов в году:

(12.2)

где Fci, Fтi – продолжительность межремонтного периода между средними и текущими ремонтами в месяцах.

Количество средних ремонтов в году:

(12.3)

где Тц – длительность ремонтного цикла.

Годовое время на текущий и средний ремонт

(12.4)

где nт – количество текущих ремонтов между очередными средними или капитальными ремонтами;

nс – количество средних ремонтов за время Тц;

γ – коэффициент, зависящий от сменности работы оборудования (три смены – 0,6)

Все расчёты сведены в таблицу 28.

Таблица 28

Наименование оборудования	ni	Ri	Ri ni	Fтi	Fci		Тц	1.2nтi	7.0nci	Fгi
1. Трансформаторы ТРДН	2	24	48	12	—		120	—	—	—
2. Выключатели элегазовые	2	3	6	12	—		36	—	—	—
3. Трансформаторы напряжения	4	1,5	6	12	—		36	—	—	—
4. ТТ, разъединители, разрядники ВН	31	1	31	12	—		36	—	—	—
5. Камеры КРУ	10	11	110	12	—		36	—	—	—
6. Шкафы 0.4 кВ КТП	8	10	80	2	8		120	3,6	105	1448
7. Электродвигатели	7	12	84	6	12		120	1,2	70	996,8
8. Шинопроводы 0.4 кВ	12	3	36	3	9		72	2,4	56	584
9. Кабельные линии (на 100 пог.м)	200	6	1200	3	12		168	3,6	98	14514,3
10.Трансформаторы ТМЗ	18	10	180	12		—	180	—	—	—
11. Выключатели вакуумные	30	2	60	12		—	120	—	—	—
12.Конденсаторные установки	10	9	90	3		6	48	1,2	56	2145
Суммарное время	304		1871							19688

Явочный состав ремонтного персонала:

чел.

Списочный состав ремонтного персонала:

чел. (12.6)

Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства.

Результаты расчётов отражены в таблице 29.

Таблица 29

Наименование показателей, коэффициентов и норм	Единица измерения	Величина
Норма обслуживания электрохозяйства N в условных единицах ремонтосложности	у.е./чел.	900
Суммарная ремонтосложность общезаводской части электрохозяйства	у.е.	1871
Число смен работы электрооборудования С		3
Число эксплуатационного персонала в расчёте на смену	чел.	1871/900=2,08
Явочный состав эксплуатационного персонала,	чел.	1,57*3=4,71
Среднесписочный состав эксплуатационного персонала,	чел.	4,71/0,86=5,47

В экономической части данного дипломного проекта проведен анализ организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования. Рассмотрены виды планово-предупредительных работ и расчитано необходимое количество эксплутационного и ремонтного персонала для осуществления данных видов работ. Численность эксплутационного персонала определяется на основании ремонтосложности электрооборудования, а численность ремонтного персонала на основании длительности, трудоемкости текущих и средних ремонтов.
13 Релейная защита высоковольтного двигателя СТД-1600

Согласно ПУЭ для синхронных электродвигателей напряжением выше 1000 В предусматриваются следующие защиты:

— от междуфазных повреждений в статоре;

— от замыканий обмотки статора на землю;

— от перегрузки;

— от асинхронного хода;

— от понижения напряжения в сети.

13.1 Защита от КЗ между фазами.

В качестве защиты от коротких замыканий согласно ПУЭ применяется МТЗ (токовая отсечка). Защиту выполняем по однорелейной схеме. Ток срабатывания должен быть отстроен от броска пускового тока электродвигателя

Определим номинальный ток двигателя:

Пусковой ток двигателя:

Ток срабатывания защиты:

где k_сх – коэффициент схемы ; I_пуск – пусковой ток электродвигателя; k_отс– коэффициент отстройки = 1,25 для реле РCТ-13-32, действующих через промежуточное реле с временем срабатывания 0,04-0,06с; К1 – коэффициент трансформации трансформатора тока.

Выбираем реле тока РCТ-13-32, у которого ток срабатывания

находится в пределах I_СР.Р. = (30¸120) А.

Определим сумму уставок:

здесь I_MIN = 30 А – минимальный ток срабатывания выбранного реле.

Принимаем уставку 1,4, следовательно .

Найдем ток уставки реле:

А.

13.2 Защита от замыканий на землю

Согласно ПУЭ защита электродвигателей от однофазных замыканий на землю должна предусматриваться при токах замыкания на землю более 10А. В эксплуатации, однако, при токах замыкания на землю более 5А РЗ часто устанавливают на электродвигателях любой мощности, что способствует ограничению их повреждений при замыканиях на землю. Ток замыкания на землю складывается из емкостного тока двигателя и емкостного тока кабельной линии.

Устанавливаем токовую защиту нулевой последовательности с реле типа РТЗ-51с трансформатором тока нулевой последовательности ТЗЛ-1.05.1

Найдём емкостный ток двигателя:

А, (13.1)

здесь f = 50 Гц – частота сети;

U_НОМ.Ф. – номинальное фазное напряжение двигателя, В.

Емкостный ток кабельной линии:

А, (13.2)

где I_C_0КЛ = 0,68 А/км – удельный емкостный ток выбранного кабеля

Суммарный ток замыкания на землю

А, (13.3)

Установка защиты выбирается по условиям отстройки от ёмкостного тока присоединения при замыкании на землю на других присоединениях:

А, (13.4)

где, К_з – коэффициент запаса(1,2),

К_б — коэффициент, учитывающий бросок ёмкостного тока

13.3 Защита от перегруза – МТЗ с выдержкой времени

Защита от перегруза – частный случай МТЗ с выдержкой времени.

1) Защиту выполним на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата

к_В = 0,9.

2) Перегруз является симметричным режимом, поэтому защита от него выполняется одним реле, включенным в одну из фаз. При этом мы используем те же трансформаторы тока, что и для токовой отсечки (коэффициент трансформации к_I = 10, коэффициент схемы к_СХ = 1).

3) Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от номинального тока двигателя:

А, (13.5)

здесь к_ОТС = 1,25 – коэффициент отстройки;

к_В – коэффициент возврата.

4) При расчете защиты от перегруза коэффициент чувствительности не определяется.

5) Ток срабатывания реле:

А. (13.6)

Принимаем к установке реле РСТ 13-29, у которого ток срабатывания

находится в пределах I_СР.Р. = (15¸60) А.

6) Определим сумму уставок:

, (13.7)

здесь I_MIN = 15А – минимальный ток срабатывания выбранного реле.

Принимаем уставку 0,8, следовательно .

Найдем ток уставки реле:

А. (13.8)

13.4 Защита минимального напряжения

Защита минимального напряжения устанавливается одна на секцию сборных шин, в качестве измерительного органа имеет трансформатор напряжения.

1) Для выполнения защиты будем использовать реле типа РСН 16, которое имеет коэффициент возврата к_В = 1,1.

2) Выбран трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3 В, В. Коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

3) Напряжение срабатывания:

кВ, (13.9)

здесь — минимальное напряжение на шинах, которое не вредит технологическому процессу;

4) Напряжение срабатывания реле

В. (13.10)

Принимаем к установке реле РСН 16/28, у которого напряжение срабатывания находится в пределах U_СР.Р. = (40¸200) В.

5) Определим сумму уставок:

, (13.11)

здесь U_MIN = 40 В – минимальное напряжение срабатывания выбранного реле.

Принимаем уставку 0,8, следовательно .

Найдем напряжение уставки реле первой ступени:

В.

6) Выдержка времени принимается на ступень селективности больше времени действия быстродействующей защиты от многофазных коротких замыканий. Примем t_СЗ = 0,5 с, реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50 с.

13.5 Защита от асинхронного режима

Защита от асинхронного режима действует по схеме, предусматривающей рассинхронизацию с автоматической разгрузкой механизма до такого уровня, при котором обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм.

Защита выполняется совместно с РЗ от перегрузки. В качестве пускового органа в схеме РЗ от асинхронного режима и перегрузки используется токовое реле КА типа РСТ80-АВ.

Это реле воздействует при срабатывании на промежуточное реле KL1, контакты которого KL1.1 в цепи реле времени КТ замыкаются мгновенно, а размыкаются с замедлением.

Реле времени КТ имеет две выдержки времени. По истечении первой выдержки времени замыкается контакт КТ1, после чего промежуточное реле KL2 подает команды на осуществление ресинхронизации.

В случае, если ресинхронизация не происходит и качания тока продолжаются, замыкаются контакты реле времени КТ2, после чего промежуточное реле КL3, замкнув свои контакты, подает команды на отключение выключателя.

Для предотвращения срабатывания РЗ при форсировке возбуждения, когда увеличивается ток статора, цепь обмотки реле времени размыкается контактом KL4.1.

Заключение

Разработчиком данного дипломного проекта был произведен расчет электрических нагрузок группы цехов ГПП-2 ЧТПЗ целом и подробный расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха. Произведен выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения ЧТПЗ, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности для трансформаторных подстанций и распределительного пункта. Произведен расчет защиты высоковольтного синхронного двигателя СТД-1600. Приведены основные положения по безопасности жизнедеятельности в отношении действующих электроустановок, произведен расчет защитного заземления ОРУ 110кВ .

В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения ЧТПЗ, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.

Литература

1. Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий. Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. — М: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с..

2. Неклепаев Б.Н., Крачков И.Л. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е. — М: Энергоатомиздат, 1989. – 607 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю.Г.Барыбина, Л.Е.Федорова, М.Г.Зименкова; — М: Энергоатомиздат, 1991. – 464 с.

4. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. 7-е издание, переработанное и дополненное; — М: Энергоатомиздат, 1999

5. Электротехнический справочник. Том 1. Под ред. В.Г.Герасимова, и др.; ‑ М: МЭИ, 1995 .– 440c.

6. ОАО ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» «Руководящие указания по расчету электрических нагрузок РТМ.36.18.32.4-92»

7. Б.И. Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Интермет Инжиниринг,2005.–672 с.

8. В.А. Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991. – 496 с.

9. Федоров А.А., Г.В. Сербиновский Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Справочник в 2-х томах. — М.: Энергия, 1973. — 520с.

10. Гайсаров Р.В., И.Т. Лисовская Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. Ч., ЮурГУ 2002г.

11. Е.И. Борисов под ред. Н.Н. Кожевникова Экономика и управление энергетическими предприятиями. – М.: Издательский центр «Академия» 2004г.

admin

1813

Внимание!

Диплом № 3306. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Прибор

Нагрузка фазы,

13.1 Защита от КЗ между фазами.

13.2 Защита от замыканий на землю

13.3 Защита от перегруза – МТЗ с выдержкой времени

13.4 Защита минимального напряжения

13.5 Защита от асинхронного режима

admin