Разработка проекта электроснабжения литейного завода в Ахтынском районе Дагестана

Разработка проекта электроснабжения литейного завода в Ахтынском районе Дагестана

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика, ведущая область энергетики, обеспечивающая электрификацию народного хозяйства страны. В экономически развитых странах технические средства электроэнергетики объединяются в автоматизированные и централизованно управляемые электроэнергетические системы.

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Электроэнергетика наряду с другими отраслями народного хозяйства рассматривается как часть единой народно - хозяйственной экономической системы. В настоящее время без электрической энергии наша жизнь немыслима. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос. Без электроэнергии невозможно действие современных средств связи и развитие кибернетики, вычислительной и космической техники. Так же велико значение электроэнергии в сельском хозяйстве, транспортном комплексе и в быту. Представить без электроэнергии нашу жизнь невозможно. Столь широкое распространение объясняется ее специфическими свойствами:

возможностью превращаться практически во все другие виды энергии (тепловую, механическую, звуковую, световую и другие) с наименьшими потерями;

способностью относительно просто передаваться на значительные расстояния в больших количествах;

огромным скоростям протекания электромагнитных процессов;

способности к дроблению энергии и образование ее параметров (изменение напряжения, частоты);

невозможностью и, соответственно, ненужностью ее складирования или накопления.

Основным потребителем электроэнергии остается промышленность, хотя ее удельный вес в общем полезном потреблении электроэнергии значительно снижается. Электрическая энергия в промышленности применяется для приведения в действие различных механизмов и непосредственно в технологических процессах. В настоящее время коэффициент электрификации силового привода в промышленности составляет 80%. При этом около 1/3 электроэнергии расходуется непосредственно на технологические нужды. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

Характеристика Дагэнерго

Филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа»-«Дагэнерго» занимается электроснабжением Дагестана.

ОАО "Дагэнерго" создано в 1992 году путем преобразования производственного объединения энергетики и электрификации "Дагэнерго".

В 2005 г. в жизни дагестанской энергосистемы начался новый этап. В соответствии с программой реформирования электроэнергетики России и на основании решения собрания акционеров Общества из ОАО "Дагэнерго" выделено пять компаний по видам деятельности. ОАО "Дагэнерго" после выделения указанных компаний трансформировалась в распределительную сетевую компанию, основными задачами которой являются транспортировка электроэнергии по распределительным сетям и присоединение потребителей к электросетевой инфраструктуре, надежное электроснабжение потребителей.

В соответствии с решением Внеочередного общего собрания акционеров ОАО «Дагэнерго», которое состоялось 4 сентября 2006г. (протокол №20) полномочия единоличного исполнительного органа Общества переданы управляющей организации - ОАО «Южная сетевая компания», ныне ОАО «МРСК Северного Кавказа». В соответствии с приказом управляющей компании ОАО «ЮСК» №15/1 от 30.10.2006г. была утверждена новая структура ОАО «Дагэнерго».

В настоящее время в состав филиала «Дагэнерго» входят 5 производственных участков электрических сетей (ПУЭС): ПУ Центральных электрических сетей, ПУ Дербентских электрических сетей, ПУ Северных электрических сетей, ПУ Гергебильских электрических сетей, ПУ Затеречных электрических сетей; 35 районных электрических сетей (РЭС), в том числе 31 РЭС, обслуживающих электрические сети сельскохозяйственного назначения и 4 РЭС - городские электрические сети городов.

Основными направлениями дальнейшего развития сетевой компании ОАО «Дагэнерго» на длительную перспективу является осуществление мероприятий, направленных на качественное и надежное электроснабжение потребителей, продление срока службы эксплуатируемого оборудования и замену морально и физически устаревшего оборудования электрических сетей.

Краткая характеристика энергосистемы России

ЕЭС России является самым крупным в мире высокоавтоматизированным комплексом, обеспечивающим производство, передачу и распределение электроэнергии и централизованное оперативно - технологическое управление этими процессами.

Единая энергетическая система имеет ряд очевидных экономических преимуществ. Мощные ЛЭП (линии электропередачи) существенно повышают надежность снабжения народного хозяйства электроэнергией. Они выравнивают годовые и суточные графики потребления электроэнергии, улучшают экономические показатели электростанций и создают условия для полной электрификации районов, где ощущается недостаток электроэнергии.

ЕЭС России - основной объект электроэнергетики страны - представляет собой комплекс электростанций и электрических сетей, объединенных общим режимом и единым централизованным диспетчерским управлением. Развитие электроэнергетики России было основано на поэтапном объединении и организации параллельной работы региональных электрических систем с формированием межрегиональных объединений энергосистем и их объединением в Единую электроэнергетическую систему.

Вопросы экологии

Под экологической безопасностью понимается сохранение в регламентируемых пределах возможных отрицательных последствий воздействия объектов энергетики на природную среду. Регламентация этих негативных последствий связана с тем, что нельзя добиться полного исключения экологического ущерба.

Отрицательные последствия воздействия энергетики на окружающую среду следует ограничивать некоторым минимальным уровнем, например, социально-приемлемым допустимым уровнем. Должны работать экономические механизмы, реализующие компромисс между качеством среды обитания и социально-экономическими условиями жизни населения. Социально-приемлемый риск зависит от многих факторов, в частности, от особенностей объекта энергетики.

Производство энергии, являющейся необходимым средством для существования и развития человечества, оказывает воздействие на природу и окружающую человека среду.

Самые острые экологические проблемы прямо или косвенно связаны с производством, либо с использованием энергии. Энергетике принадлежит первенство не только в химическом, но и в других видах загрязнения: тепловом, эрозольном, электромагнитном, радиоактивном. Поэтому от решения энергетических проблем зависит возможность решения основных экологических проблем зависит возможность решения основных экологических проблем.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ЛИТЕЙНОГО ЗАВОДА

.1 Характеристика основных цехов и электроприёмников литейного завода

Литейное производство, одна из отраслей промышленности, продукцией которой являются отливки, получаемые в литейных формах при заполнении их жидким сплавом.

Процесс литейного производства многообразен и подразделяется: по способу заполнения форм - на обычное литьё, литьё центробежное, литьё под давлением; по способу изготовления литейных форм - на литьё в разовые формы (служащие лишь для получения одной отливки), литьё в многократно используемые керамические или глиняно-песчаные формы, называется полупостоянными (такие формы с ремонтом выдерживают до 150 заливок), и литьё в многократно используемые, так называемые постоянные металлические формы, например кокили. Литьём могут быть изготовлены изделия практически любой массы - от нескольких грамм до сотен тонн, со стенками толщиной от десятых долей миллиметра до нескольких метров. Основные сплавы, из которых изготовляют отливки: серый, ковкий и легированный чугун (до 75% всех отливок по массе), углеродистые и легированные стали (свыше 20%) и цветные сплавы (медные, алюминиевые, цинковые и магниевые). Область применения литых деталей непрерывно расширяется. Широкое применение отливок объясняется тем, что их форму легче приблизить к конфигурации готовых изделий, чем форму заготовок, производимых другими способами, например ковкой. Литьём можно получить заготовки различной сложности с небольшими припусками, что уменьшает расход металла, сокращает затраты на механическую обработку и, в конечном счёте, снижает себестоимость изделий.

При производстве заготовок литьём используют разовые песчаные, оболочковые самотвердеющие формы. Разовые формы изготовляют с помощью модельного комплекта и опоки. Модельный комплект состоит из собственно литейной модели, предназначенной для получения в литейной форме полости будущей отливки, и стержневого ящика для получения литейных стержней, оформляющих внутренние или сложные наружные части отливок. Модели укрепляют на модельных плитах, на которых устанавливают опоки, заполняемые формовочной смесью. Заформованную нижнюю опоку снимают с модельной плиты, переворачивают на 180° и в полость формы вставляют стержень. Затем собирают (спаривают) верхнюю и нижнюю опоки, скрепляют их и заливают жидкий сплав. После затвердевания и охлаждения отливку вместе с литниковой системой извлекают (выбивают) из опоки, отделяют литниковую систему и очищают отливку - получается литая заготовка.

Плавят металл в зависимости от вида сплава в печах различного типа и производительности. Наиболее часто литейный чугун выплавляют в вагранках, применяют также электрические плавильные печи (тигельные, электродуговые, индукционные, канального типа и др.). Получение некоторых сплавов из чёрных металлов, например белого чугуна, ведут последовательно в двух печах, например в вагранке и электропечи ( дуплекс-процесс). Заливку форм сплавом осуществляют из заливочных ковшей, в которые периодически поступает сплав из плавильного агрегата. Затвердевшие отливки обычно выбивают на вибрационных решётках или коромыслах. При этом смесь просыпается через решётку и поступает в смесеприготовительное отделение на переработку, а отливки - в очистное отделение. При очистке отливок с них удаляют пригоревшую смесь, отбивают (отрезают) элементы литниковой системы и зачищают заливы сплава и остатки литников. Эти операции проводят в галтовочных барабанах, дробеструйных и дробемётных установках. Крупные отливки очищают гидравлическим способом в специальных камерах. Обрубку и зачистку отливки осуществляют пневматическими зубилами и абразивным инструментом. Отливки из цветных металлов обрабатывают на металлорежущих станках. Для получения необходимых механических свойств большинство отливок из стали, ковкого чугуна, цветных сплавов подвергают термической обработке. Для финишных операций (очистки и зачистки отливок) применяют проходные барабаны непрерывного действия с дробемётными аппаратами. Крупные отливки очищают в камерах непрерывного действия, вдоль которых отливки передвигаются на замкнутом транспортёре. Созданы автоматические очистные камеры для отливок, имеющих сложные полости. Такая камера представляет собой независимый механизм для транспортировки отливок, который работает автоматически, выполняя команды, поступающие от так называемых модулей управления, расставленных на монорельсовой транспортной системе. В зоне очистки по заранее заданной программе с оптимальной скоростью вращается подвеска, на которую автоматически навешивается отливка.

При массовом производстве предварительная (черновая) зачистка отливок (обдирка) осуществляется в литейных цехах. Во время этой операции также подготавливаются базы для механической обработки отливок на автоматических линиях в механических цехах. Заключительные операции могут производиться и на автоматических линиях.

После контроля качества литья и исправления дефектов отливки окрашивают и передают на склад готовой продукции.

1.2 Характеристики цехов литейного завода

Виды литейных цехов на заводе.

Литейные цеха разделяются по следующим признакам:

По роду металла - литейные серого чугуна (чугунолитейные), ковкого чугуна, стального литья (фасонно-сталелитейные), цветного литья.

По размеру годового выпуска (производственной мощности) - малой, средней, большой мощности.

По размеру выпускаемых отливок - мелкого, среднего, крупного, тяжелого, особо тяжелого литья.

По степени механизации - с малой, средней, полной механизацией.

Чугунолитейные цеха, кроме того, можно подразделить по их назначению на следующие виды:

Чугунолитейные цеха при машиностроительных заводах единичного или серийного производства; характер литья определяется продукцией завода; размеры литейной - размером его производства; формовка производится частью вручную (крупные и средние детали) частью на машинах (мелкие детали); другие производственные процессы и транспорт в той или иной степени механизированы - такие литейные называются универсальными.

Специализированные чугунолитейные цеха при машиностроительных заводах массового производства (автомобильного, тракторного, сельскохозяйственного машиностроения и др.); все производственные процессы и транспорт полностью механизированы; выпуск продукции очень высокий.

Чугунолитейные центральные цеха, которые являются самостоятельными заводами и снабжают литьем заводы разных или, чаще, определенных отраслей машиностроения; производительность выражается в нескольких десятках тысячах тонн годовых отливок в год (50-100 тыс. т); производственные процессы механизированы.

Чугунолитейные мелкие цеха при небольших заводах литейные подсобного и ремонтного характера; характер литья разнообразный; масштаб производства незначительный; производственные процессы выполняются в ручную и частично механизированы.

Так как центральные чугунолитейные цеха большого масштаба в экономическом отношении наиболее выгодны, то целесообразно объединять их для нескольких заводов однородного производства, за исключением случаев когда каждый из них в отдельности нуждается в литейной продукции в больших масштабах. Выгодность чугунолитейных цехов большого масштаба заключается в том, что благодаря значительному объему выпуска продукции производственные процессы (приготовление формовочных материалов, изготовление стержней, формовка, очистка и обрубка литья, транспорт жидкого чугуна, материалов, отливок и т. д.) можно вести механизированным способом. При этом дорогостоящие механизмы наиболее рационально используются в отношении их технических возможностей и загрузки. Кроме того, благодаря применению высокопроизводительных механизмов требуется здание меньших размеров, что уменьшает его стоимость и эксплуатационные расходы; при этом лучше используются площади цеха, резко повышается производительность труда. В результате себестоимость отливок уменьшается.

Формовочно-заливочный цех.

Углеродистые, низколегированные и высокомарганцовистые марки стали разливаются по литейным формам. Разливка металла по формам является одним из основных процессов, от которого зависит качество отливок. Заливка форм металлом производится из сталеразливочных стопорных ковшей, транспортируемых мостовыми электрокранами. Формы отливок со встряхивающих машин заливаются на рольгангах, а крупные формы с ручной формовки (передние и задние стенки ковшей экскаваторов) - на плацу. Ковши с металлом передаются тележкой в формовочное отделение крупного литья. Учитывая необходимость параллельно литья из различных марок стали и для возможности разливки без задержки на литейных линиях, предусмотрены накопительные рольганги.

Разливка производится в кузнечные слитки развесом 6,5 тонны. Металл в изложнице поднимается "чистым зеркалом" или с дробленой пленой.

При разливке углеродистых, инструментальных и некоторых конструкционных марок стали используются шлаковые смеси: известково-криолитная, бестопливная шлаковая смесь (зольно-графитовая). Расход шлаковых смесей составляет 3-3,5кг на тонну жидкой стали. Шлаковые смеси подаются в изложницу перед разливкой в плотных трех четырехслойных бумажных мешках. Время наполнения изложницы металлом до прибыли составляет 5,5-6 минут. Время наполнения прибыли должно быть ориентировочно не менее 50 % от времени наполнения тела слитка. Разливку металла контролирует непосредственно мастер плавильного участка, который наблюдает за поверхностью поднимающегося металла в изложнице и командует скоростью наполнения металла в изложнице. При наполнении изложницы необходимо избегать заворотов корочки и подкипания металла у стенок изложницы.

Цех подготовки формовочных материалов.

Для мелкого и среднего литья весом до 1000 кг предусматривается на поточной литейной линии формовки, заливки, охлаждения и выбивки в опоках размером 1600x1200 мм, высотой до 600 мм и 1600x2000x450/600 мм. На линии выполняются следующие операции: подача залитых и охлажденных форм с охладительной галереи к выбивным решеткам; раскрытие формы с помощью крана и выбивка ее на выбивной решетке; очистка подопочных плит с помощью механических щеток; закрепление подмодельных плит с моделью на столе формовочной машины. Изготовление форм крупного литья с весом до 7000 кг предусматривается на поточной формовочно-заливочной линии в опоках в свету 2780x2600x300/600/900 мм. Основные операции: установка опок на подмодельную плиту; нанесение на модель в опоке облицовочной смеси и последующая набивка полуформы наполнительной смесью; срез излишка формовочной смеси на полуформе; кантовка полуформы с модельным комплектом.

Ремонтно-механический цех.

Объектом ремонта является все оборудование, которым располагает предприятие, как основное производственное, так и вспомогательное. На небольших заводах ремонт всего разнообразного заводского оборудования выполняется одним общим ремонтным цехом и вся ремонтная служба сосредоточена в отделе главного механика.

На крупных заводах ремонт оборудования всех цехов производится ремонтно-механическим цехом и ремонтными отделениями (базами) производственных цехов: ремонт электрооборудовании электроремонтным цехом; ремонт зданий и санитарно-техническнх устройств - ремонтно-строительным цехом.

Межремонтное обслуживание предусматривает устранение мелких неисправностей и регулирование механизмов, а также наблюдение за выполнением правил эксплуатации оборудования. Межремонтное обслуживание выполняется рабочими, обслуживающими агрегаты, и дежурным персоналом ремонтной службы цеха во время перерывов в работе агрегата Межремонтное обслуживание автоматических линий осуществляется наладчиками и операторами ежесуточно (иногда - реже) в нерабочую смену или при работе в три смены - на стыке двух смен. Выполнение всех видов ремонтных работ распределяется между ремонтно-механическим цехом и ремонтными отделениями (базами) производственных Цехов в зависимости от размера предприятия и характера производства; в связи с этим устанавливается та или иная форма организации производства ремонтных работ: централизованная, децентрализованная, смешанная. Централизованная форма организации предусматривает выполнение всех видов ремонтных работ, а также модернизацию оборудования силами ремонтно-механического цеха. Такая форма организации применяется на заводах, где каждый цех имеет оборудование не более 500 ремонтных единиц.

1.3 Специальные способы литья

Из специальных способов литья в настоящее время распространены литье в металлические формы, центробежное литье, литье под давлением, точное литье по выплавляемым моделям, литье методом вакуумного всасывания и литье в оболочковые формы.

Литье в металлические формы (кокильное литье)

При литье в металлические формы получаются отливки с хорошими механическими качествами благодаря мелкозернистому строению металла вследствие быстрого остывания. Отливки имеют довольно точные очертания, почти не требующие обработки, а если в них и предусматривается припуск на обработку, то в несколько раз меньше, чем при отливке в песок. При литье в металлические формы отпадают земельное хозяйство, опоки, сушильные печи, а условия работы становятся более гигиеничными (нет пыли от формовочной земли). Из-за массивности металлической формы вес отливаемых деталей ограничен.

Материал для изготовления металлической формы берется в зависимости от заливаемого в него сплава; обычно применяют серый чугун, реже малоуглеродистую сталь. Температура формы перед заливкой должна быть не ниже 200oC для стали; для чугуна - 200-300oC; для алюминиевых сплавов -250-350oC; для медных сплавов -150-200oC (при массивных отливках 120-150 oC).

Формы для продления срока их службы смазывают одним из следующих огнеупорных материалов: SiO2 (кварцевый мукой или маршалитом), MgO (магнезитом), Al2O3 (глиноземом, огнеупорной глиной или бетонитом). FeO · Cr2O3 (хромистым железняком). Связующим веществом при этом обычно служит жидкое стекло.

Центробежное литье

При центробежном литье во вращающуюся форму заливают расплавленный металл, который под действием центробежных сил прижимает ее к стенкам и, застывая, принимает желаемую форму. Отливки получаются плотными, так как посторонние включения, равно как и газы, будучи легче металла, оттесняются центробежной силой к внутренней поверхности формы, а основное тело отливки приобретает плотное здоровое строение.

При центробежном литье формы делают из чугуна и хромоникелевой стали.

Удлиненные детали (цилиндры, втулки) отливают на машине с горизонтальной осью, а зубчатые колеса, круги, кольца, гребни винты и арматуру - на центробежной машине с вертикальной осью.

При центробежном литье можно получить отливки любой формы, а не только тела вращения. При так называемом полуцентробежном литье конфигурация отливаемых деталей образуется не только центробежной силой, но и с помощью стержней. Ось вращения формы при этом совпадает с осью симметрии отливки. При центрифугировании металл в форму подается через стояк в центре, а в полость форм, расположенных на горизонтальном столе, он попадает по литниковым каналам. Таким способом можно получить отливки и не имеющие оси симметрии, любой конфигурации.

Литье под давлением

При литье под давлением расплавленный металл принудительно, под давлением поршня или сжатого воздуха, заполняет стальные формы и застывает в них. вынутая из формы готовая отливка не требует дальнейшей обработки.

При помощи литья под давлением можно получить очень тонкостенные детали (до 0,1 мм) с резьбой, отверстиями и сложной формы. Точность размеров деталей, отлитых под давлением, очень высокая (0,1-0,01 мм). Все отливки получаются совершенно одинаковые и взаимозаменяемыми. Изделия имеют очень мелкозернистую структуру, которая обеспечивает повышенные механические качества.

Точное литье по выплавляемым моделям

В этом способе литья модели изготавливается из легковыплавляемого материала - парафина со стеарином и др. на модели, изготовленные с большой точностью, наносится прочная оболочка, которая обеспечивает проведение операций вытапливания моделей, прокаливания и заливки жидким металлом без применения наполнителей и опок, затрудняющих ранее производство точного литья по выплавляемым моделям. На выплавляемую модель наноситься несколько слоев, состоящих из кварцевой муки и гидролизованного раствора этилсиликата (или их заменителей). Последний слой наносится из массы, придающей керамической оболочке необходимую прочность после вытапливания модели и прокаливания оболочки. Хорошие результаты обеспечиваются составом из: 40-45% раствора жидкого стекла с удельным весом 1,32 и 60-65 % по весу кварцевой муки, просеянной через сито № 100 нанесенные слои, присыпанные песком, подвергаются воздушной сушке при температуре 20-25 0C в течении не менее 4 час, или электросушке (10 мин).

После вытапливания модели оболочка нагревается в прокалочной печи, нагретой до температуры 600-650 0C. Затем температура повышается до 900 0C со скоростью примерно 100-150 0C в час. По достижении в печи 9000C, прокаливание заканчивается, оболочка удаляется из печи и подается на заливку.

Во избежании образования окалины на отливку из-за доступа воздуха через оболочку и в целях обеспечения техники безопасности оболочку перед заливкой металлом помещают в кожух из тонкого железа на поддоне и засыпают зазор сухим песком, накрыв конической крышкой литниковую чашу.

Отливки получаются без швов (у форм нет разъемов), размеры отливок получаются точными, чем при литье в землю, так как здесь исключены причины потери точности от расколачивания формы моделью при ее извлечении, перекос половинок формы, подъем верхней опоки и раздутие формы под давлением жидкого металла. Точность отливок, получаемых по выплавляемым моделям, достигает ± 0,05 мм на 25 мм длины отливки, а чистота поверхности получается в пределах 4-6-го классов по ГОСТ 2789-51.

Применение точного литья целесообразно для изготовления деталей; 1) из стали и сплавов трудно поддающихся или не поддающихся механической обработке.

) сложной конфигурации, требующей длительной и сложной механической обработки, большого количества приспособлений и специальных режущих инструментов.

) художественной отливки из черных и цветных сплавов.

2. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБЪЕКТА

.1 Обоснование схемы

Питание завода осуществляется от собственной ГПП. Учитывая категорию надежности электроснабжения, как отдельных производственных линий, так и цехов и предприятия в целом, питание от энергосистемы подстанции Ахты 110/35/10 для ГПП подаем на напряжении 110 кВ по двум независимым ЛЭП на железобетонных опорах. Линия выполнена проводом марки АС 70/11 длиной 12 км. С целью повышения надежности электроснабжения литейного завода, схему РУ-110 кВ выбираем с резервной перемычкой на выключателях. Непосредственно от ГПП получают питание цеха предприятия столовая, административное здание и склады по кабельным линиям 10 кВ, проложенным в земле. На заводе имеются потребители 1, 2 и 3 категории надежности по электроснабжению.

В первую категорию входят потребители перебой в электроснабжении, которых может привести к гибели людей, массовой порче продукции и оборудования, к вредным выбросам в атмосферу. Питание таких потребителей должно осуществляться от двух воздушных или кабельных линий с напряжением 6 кВ и более, от двух трансформаторов с применением АВР и АПВ, от двух независимых источников. К таким потребителям на литейном заводе относятся: литейный корпус, плавильный цех, формовочно-заливочный цех и энергоблок.

Ко второй категории относятся потребители перебой в электроснабжении, которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих и оборудования, нарушению жизнедеятельности города. Для потребителей второй категории необходимо предусмотреть питание по одной воздушной или кабельной линий с напряжением 6 кВ при наличии двух кабелей, от одного трансформатора при наличии складского резервного трансформатор, а также потребители второй категории можно питать, как и потребители первой категории. В отличии от потребителей первой категории не предусматривается автоматическое включение резерва. Включение резервного источника допускается выездной бригадой оперативным персоналом за время не более двух часов. К потребителям второй категории на заводе относятся: обрубной - очистной цех, ремонтно-механический цех, цех шихты и формовочных материалов и блок вспомогательных цехов.

К третьей категории относятся все потребители не входящие в первую и вторую категории. Питание таких потребителей осуществляется от одной воздушной или кабельной линии, от одного трансформатора, от одного источника.

Вся распределительная сеть 10 кВ строится на кабельных линиях, прокладываемых в земле. Трансформаторные подстанции цехов запроектированы комплектными в двух трансформаторном исполнении для потребителей 1 и 2 категории и одно трансформаторными для потребителей 3 категории, напряжением 10/0,4 кВ. Выбираем радиальную схему электроснабжения комбината. Такая схема является высоконадежной и удобной в автоматизации. Радиальную схему применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении потребителей электроэнергии.

Достоинства радиальной схемы:

При коротком замыкании отключается один электроприемник, следовательно, радиальная схема обладает высокой надёжностью электроснабжения.

Простота управления и удобства эксплуатации.

2.2 Расчет режима работы Дербентских электрических сетей после подключения нового энергетического объекта

Электрический расчет выполняем на программе «Rastr». Для этого необходимо определить параметры схемы замещения, активные индуктивные сопротивления и проводимость линий и трансформаторов

Активное сопротивление для трансформаторов ГПП завода

где: - активные потери трансформатора [1];

- номинальное напряжение сети;

- номинальная полная мощность трансформатора [1];

Реактивное сопротивление для трансформаторов ГПП завода

где: - напряжение короткого замыкания трансформатора [1]:

Проводимость трансформаторов ГПП завода

где: - потери на намагничивание сердечника трансформатора [1]:

где: - ток холостого хода трансформатора [1]:

Определим активные потери Р для трансформатора ГПП завода.

где:  потери трансформатора в режиме холостого хода [1];

потери трансформатора в режиме короткого замыкания [1];

коэфициент загрузки трансформатора:

где: - полная мощность завода;

номинальная мощность полная трансформатора [1]:

Определим реактивные потери Q для трансформатора ГПП завода

где: - потери на намагничивание сердечника трансформатора [1];

- мощность на создание основного магнитного потока в трансформаторе [1]:

напряжение короткого замыкания трансформатора [1]:

Вычислим баланс мощности в узле 7

.9.

Определим активные потери Р для новой линии от ПС Ахты до ГПП завода.

где:  - погонное активное сопротивление провода Ом/км [1]длина линии км

- число проводов в линии

Определим активные потери Q для новой линии от ПС Ахты до ГПП завода

где:

 - погонное реактивное сопротивление провода Ом/км [1]

=b0 *l*n=2.55*12*2 = 61,2 мкСм 2.14.= 2,55- погонная реактивная проводимость провода мкСм/км [1]

Вычислим баланс мощности в узле 6

Определим потери напряжения U для новой линии

где:- активная мощность протекаемая по линии;

- реактивная мощность протекаемая по линии;

- активное сопротивление линии;

реактивное сопротивление линии;

- номинальное напряжение сети:

Таблица 2.1 - Параметры схемы замещения

Все расчетные данные внесены в таблицу 2.1.№	Марка провода	F	R0	X0	B0	№ ВЛ по схеме	L	R	X	B
		мм2	Ом/км	Ом/км	мкСм/км		км	Ом	Ом	мкСм
1-2	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	108	17	7,3	7,53	43,35
2-3	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	178	12,5	5,3	5,55	31,8
3-5	АС-95	95	0,306	0,434	2,61	191	47	14,1	20,2	122,67
5-6	АС-95	95	0,306	0,434	2,61	186	21,5	6,65	9,67	58,2
	АС-120	120	0,249	0,427	2,66		0,8
3-14	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	151	10,8	8,7	10,7	63,3
	АС-95	95	0,306	0,434	2,61		13,7
6-12	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	194	12,8	6	7	41,4
	АС-185	3,2	0,162	0,413	2,75		3,2
6-10	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	1	12	5,16	5,3	30,6
12-14	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	121	37,7	17,4	19,7	116,2
	АС-185	3,2	0,162	0,413	2,75		7,3
14-15	АС-70	70	0,43	0,444	2,55	179	2,2	7,8	11	65,4
	АС-95	95	0,306	0,434	2,61		23
1-15	АС-95	95	0,306	0,434	2,61	148	14,67	4,4	6,4	38,4

Таблица 2.2 - Значения в узлах в минимальном режиме.

Тип	Номер	Название	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
База	1	белиджи	118	1			33,6	0,4	118
Нагр	2	советская	110	1	1	0,2			117,16	-0,57
Нагр	3	касумкент	110	1	3,1	0,6		2,5	116,58	-0,96
Нагр	4	капир	110	1	0,4	0,1			116,58	-0,96
Нагр	5	курах	110	1	4,6	2,1	114,1	-1,89
Нагр	6	ахты	110	1					113,59	-2,12
Нагр	7	ахты110	110	1			5	4	113,9	-2,22
Нагр	8	ахты35	35	1	3,1	0,6			37,54	-2,21
Нагр	9	ахты10	10	1	2,5	0,5			10,35	-2,29
Нагр	10	гпп110	110	1					112,57	-2,32
Нагр	11	гпп10	10	1	15	7			10,18	-2,82
Нагр	12	усухчай	110	1	1,1	0,2			114,21	-1,89
Нагр	13	заречная	110	1	0	0			114,21	-1,89
Нагр	14	магарамкент	110	1	4,8	1			116,05	-1,1
Нагр	15	тагиркент	110	1	1,9	0,9			117,21	-0,42

Таблица 2.3 - Значения в ветвях в минимальном режиме

Тип	№нач	№кон	Название	R	X	B	Kт	Pнач	Qнач
ЛЭП	1	2	белиджи - советская	7,3	7,53	-43,4		-16	2
ЛЭП	2	3	советская - касумкент	5,3	5,55	-31,8		-15	2
ЛЭП	3	4	касумкент - капир					0	0
ЛЭП	3	5	касумкент - курах	24,5	20,8	-117,4		-11	0
ЛЭП	5	6	курах - ахты	6,65	9,67	-58,2		-6	-1
Тр-р	6	7	ахты - ахты110	4,84	13	9	1	-1	3
Тр-р	7	8	ахты110 - ахты35	4,84			0,33	-3	-1
Тр-р	7	9	ахты110 - ахты10	4,84	7,6		0,091	-3	-1
ЛЭП	6	10	ахты - гпп110	5,16	5,3	-30,6		-15	-7
Тр-р	10	11	гпп110 - гпп10	1,23	7,94	9,3	0,091	-15	-7
ЛЭП	6	12	ахты - усухчай	6	7	-41,4		9	2
ЛЭП	12	13	усухчай - заречная					0	0
ЛЭП	12	14	усухчай - магарам	17,4	19,7	-116,2		11	2
ЛЭП	14	15	магарамкент - тагирк	7,8	11	-65,6		15	2
ЛЭП	1	15	белиджи - тагиркент	4,4	6,4	68,4		-18	-3

Таблица 2.4 - Значения в узлах в максимальном режиме

Тип	Номер	Название	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
База	1	белиджи	118	1			50,7	7,5	118
Нагр	2	советская	110	1	2	0,9			116,42	-0,72
Нагр	3	касумкент	110	1	5,7	2,6		2,5	115,39	-1,22
Нагр	4	капир	110	1	0,7	0,1			115,39	-1,22
Нагр	5	курах	110	1	4,8	2,2		2	111,91	-2,49
Нагр	6	ахты	110	1					111,15	-2,88
Нагр	7	ахты110	110	1			5	4	111,26	-3,15
Нагр	8	ахты35	35	1	5,6	1,1			36,64	-3,12
Нагр	9	ахты10	10	1	2,9	0,6			10,11	-3,23
Нагр	10	гпп110	110	1					109,92	-3,14
Нагр	11	гпп10	10	1	18	7,7			9,93	-3,78
Нагр	12	усухчай	110	1	2,9	0,6			111,98	-2,6
Нагр	13	заречная	110	0,1				111,98	-2,6
Нагр	14	магарамкент	110	1	7,5	1,5			114,81	-1,54
Нагр	15	тагиркент	110	1	3,4	1,5			116,7	-0,6

Таблица 2.5 - Значения в ветвях в минимальном режиме

Тип	№нач	№кон	Название	R	X	B	Kт	Pнач	Qнач
ЛЭП	1	2	белиджи - советская	7,3	7,53	-43,4		-24	-1
ЛЭП	2	3	советская - касумкент	5,3	5,55	-31,8		-22	-1
ЛЭП	3	4	касумкент - капир					-1	0
ЛЭП	3	5	касумкент - курах	24,5	20,8	-117,4		-15	-1
ЛЭП	5	6	курах - ахты	6,65	9,67	-58,2		-10	-2
Тр-р	6	7	ахты - ахты110	4,84	13	9	1	-4	2
Тр-р	7	8	ахты110 - ахты35	4,84			0,33	-6	-1
Тр-р	7	9	ахты110 - ахты10	4,84	7,6		0,091	-3	-1
ЛЭП	6	10	ахты - гпп110	5,16	5,3	-30,6		-18	-8
Тр-р	10	11	гпп110 - гпп10	1,23	7,94	9,3	0,091	-18	-8

2.3 Выбор сечений воздушных линий и типов опор

Проектируемая ГПП 110/10 кВ присоединяется к энергосистеме по ВЛ-110 кВ. Исходя из результатов расчета и требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей, на проектируемой подстанции предусматривается установка 2-х трансформаторов мощностью 16000 кВА каждый.

Определим сечение провода по экономической плотности тока.

Определим ток

Определим сечение провода

где  экономическая плотность тока при Тмах= 5200[1]

Выберем провод марки АС-70/11 так как по условию образования короны на 110кВ минимальное сечения 70 мм2. Проверим провод по нагреву.

где допустимый длительный ток [2]

Провод проходит по нагреву.

Технические данные проводов представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Технические данные провода

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	X0, Ом/км	L, км
1	АС-70	110	0,43	0,444	12

Для проектирования линии электропередачи 110 кВ проводом АС - 70/11 выбираем унифицированные железобетонные опоры ПБ-110-2. Высота опоры - 22,5м, расстояние от земли до нижней траверсы 13,5 м. Пролет равен 200 м.

2.4 Выбор и проверка опор ВЛ по заданным климатическим условиям

Технические данные опор представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Технические данные опор[9]

Номинальное напряжение в кВ	Шифр опоры	Условное обозначение	Марка провода	Нормативная толщина стенки гололеда bг, мм	Длина габаритного Пролета,	Нормативный скоростной напор ветра qv, Па	Длина весового пролета м	Длина ветрового пролета м
110	ПБ110-2	П-2Ц-ЖБ-С	АС70/11	10	200-250	650	275-325	220-280

2.5 Конструктивный расчет ВЛ 110 кВ

Выполняем механический расчет для провода АС -70.

Исходные данные для расчета [9]:

Напряжение U=110кВ

Марка провода АС-70/11

Тип опоры ЖБ - 110-2

Промежуточный пролет-200м

. Геометрические размеры промежуточной опоры[9]:

высота опоры - 26м,

расстояние от земли до нижней траверсы - 15,5м,

расстояние от верхней траверсы до нижней траверсы - 3м,

длина гирлянд изолятора - 1,41м.

. Климатические условия[9]:

высшая температура воздуха t+ = 37 град

низшая температура воздуха t-= -26 град

эксплуатационная температура tэ= + 11,8 град

температура при гололеде tг= - 5 град

нормативный скоростной напор ветра на высоте до 15м от земли для IV района по ветру при повторяемости 1 раз в 10 лет: q=650 Па

нормативная скорость ветра: v=32 м/с

нормативная толщина стенки гололеда для II района:

b=10мм=0,01м.

Определяем среднюю высоту крепления проводов к изоляторам приведенного центра тяжести проводов:

Средняя высота крепления проводов к изоляторам, а следовательно, и высота расположения приведенного центра тяжести проводов более 15м, поэтому для определения скоростного напора вводится поправочный коэффициент [9]:, учитывающий возрастание скорости ветра по высоте. Для высоты 17,09м коэффициент равен kqh =1,25.=q*kqh=650*1,25=812,5 Па 2.21.

. Расчетные параметры провода АС-70/11[9]:

поперечное сечение провода=68+11,3=79,3 мм2 2.22.

диаметр провода=11,4 мм=0,0114 м

разрывное усилие

[T]=24130 Н масса=274 кг/км=0,274 кг/м

модуль упругости

Е=82,5*109 Па

температурный коэффициент линейного расширения

α=19,2*10-6 1/град

предел прочности при растяжении (временное сопротивление)

[σвр]=290 МПа=290*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке [σнб]=116 МПа=116*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при низшей температуре [σ-]=116 МПа=116*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при среднегодовой температуре [σэ]=87 МПа=87*106 МПа

2. Определяются удельные нагрузки:

Удельная нагрузка от собственной массы провода

где: - 9.81 м/ с2 - ускорение свободного падения тела, м/ с2,- 0.274 - масса одного метра провода, кг/м;79.3*10-6 - полное сечение провода, мм2.

Удельная нагрузка от массы гололеда

где: bг - толщина стенки гололеда, м;- внешний диаметр провода, м;= 900 к г/м3 - удельная плотность гололеда [9].

Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода и гололеда

Удельная нагрузка от давления ветра

где: - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку [9],

 -коэффициент лобового сопротивления при диаметре меньшем 20 мм и для проводов и тросов, покрытых гололедом [9],

,5=650* 1,25 - скоростной напор ветра, Н/м2,

где 650 - максимальный нормативный скоростной напор ветра на высоте до 15 м от земли, Н/м2 [9],

,25 -поправочный коэффициент на возрастание скоростных напоров ветра при высоте опоры до 20 м [9],

 =0.66 - коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету при q ³ 812,5 Н/м2, который вычисляется по формуле:

Удельная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом

где: 1,02 - коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету при q £ 270 Н/м2 [9], 0,25* 812,5=203 - скоростной напор ветра при гололеде, Н/м2 [9],

Удельная нагрузка от массы провода и давления ветра на провод

Удельная нагрузка от массы провода, массы гололеда и давления ветра на провод при гололеде

Результаты расчетов удельных нагрузок приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Расчет удельных механических нагрузок

№ линии	gi, Н/м3
	g1	g2	g3	g4	g5	g6	g7
W1, W2	34*103	74.8*103	108.8*103	95*103	65*103	101*103	126,7*103

Выполним систематический расчет провода в нормальном режиме.

При режиме наибольшей внешней нагрузки:

[σγнб]=116 МПа

γнб= γ7= Н/м3нб= -5 град

При минимальной температуре и отсутствии внешних нагрузок:

[σ-]=116 МПа

γ1=34*103 Н/м3= -26 град

При среднегодовой температуре и отсутствии внешних нагрузок:

[σэ]=87 МПа

 γ1=34*103 Н/м3э=+11,8 град

Определяем условную монтажную температуру для каждого из режимов.

Условная монтажная температура для режима минимальной температура

Условная монтажная температура для эксплуатационного режима:

Сравниваем рассчитанные условные температуры между собой

,5 < 39,5 < 53 град

Минимальной является температура для режима наибольшей нагрузки, что определяет исходный расчетный режим для провода АС-70/11 в пролете длиной 200 м:

[σγнб]=116 МПа γнб= γ7=126,7*103 Н/м3 tг=-5 град

.Определяем напряжения в проводе для всех нормативных сочетаний климатических условий. Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при максимальной температуре.

*А-В=0 2.34.

=-114.8=

2.37.

Принимаем  

Определяем напряжение первой итерации по формуле:

Первая итерация

Вторая итерация

Третья итерация

 МПа

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при минимальной температуре.

A==

Принимаем

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при эксплуатационном режиме.

=-74.9=

*74,9=

58  

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Проверка состояния провода в эксплуатационном режиме.

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме гололёда.

= -48,3= 1627648

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме наибольшего ветрового напора.

*48,3=1402637,5= -48.3=1402637,5

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

Третья итерация

 МПа

Определим габарит пролета и тяжение по проводу.

Определим максимальную стрелу провеса провода.

В режиме максимальной температуры

В режима гололеда

Следовательно, максимальной является стрела провеса в режиме гололеда 5,23 м

Проверяем соблюдение габарита линии. Наименьшее допустимое расстояние до земли в населенной местности и на территории промышленных предприятий, согласно ПУЭ 7м.

>= 7м

Рассчитываем стрелу провеса при минимальной температуре.

Рассчитываем стрелу провеса в эксплуатационном режиме.

Рассчитываем тяжение по проводу.

Для режима максимальной температуры.

Т+=*F = 32,83*106*79.3*10-6 = 2603,4 H 2.46.

Для остальных режимов состояние провода расчет величины тяжения аналогичен.

Результаты заносим в таблицу 2.9.

Таблица 2.9 - Результаты систематического механического расчета провода АС-70/11 для ВЛ-110 кВ

Режим нагрузки провода	Температура 0C	Удельная нагрузка *103 Н/м3	Напряжение в проводе МПа	Стрела провеса	Тяжение по проводу
Режим наибольшей внешней нагрузки	-5	126,7	__	12236
Режим максимальной температуры	+37	34	32,83	5,2	2603,4
Режим минимальной температуры	-26	34	49,6	3,43	3933,3
Режим гололёда	-5	108,8	104	5,23	8247,2
Режим ветровой нагрузки	-5	101	98,13	__	7781,7
Эксплуатационный режим	+11,8	34	37,59	4,52	2980,8

Расчет монтажных таблиц и построение монтажных кривых.

Рассчитываются величины напряжений в проводе и стрел провеса при температурах от низшей температуры воздуха t-=-26 0C до высшей t+=37 0C, при удельной нагрузке от собственной массы.

Напряжение при t = -20 0C определяется по основному уравнению состояния провода

Получается неполное кубическое уравнение *126,7=158950=-103B=158950 мПа

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

Стрела провеса при температуре -20 0C равна

Расчеты напряжений и стрел провеса провода для режимов с другими температурами выполняются аналогично. Результаты заносим в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 - Монтажная таблица для провода АС 70/11

Температура град	Напряжение МПа	Стрела провеса м
-26	49,6	3,43
-20	47,1	3,6
-15	45,2	3,76
-10	43,5	3,59
-5	41,9	4,05
0	40,5	4,2
5	39,2	4,3
10	38	4,47
15	36,9	4,61
20	35,8	4,74
25	34,9	4,87
30	34	5
35	33,1	5,13
37	32,8	5,18

Строим монтажные кривые по данным таблицы 2.5.3. Это зависимости напряжения и стрелы провеса от температуры.

Рис. 2.1 - Монтажные кривые

3. РАЗРАБОТКА ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Электроснабжение цеха плавки

Из справочника [11] для каждого станка выпишем, сos и Ки и занесём в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Справочные данные электроприемников плавильного цеха

№ ЭП	Наименование	Кол-во	Рном	Коэф. исп. Kи	сos
РП-№1
20	Испарительная градирня EGP 3000 S	1	11	0.8		0.8
21	Насос охлаждения EGP 3000 S	2	30	0.9		0.9
22	Насос оборотного водоснабжения	1	55	0.75		0.8
24	Вентилятор EGP 3000 S	1	22	0.65		0.82
25	Миксерный конвертер EGP 3000 S	1	200	0.8		0.6
РП-№2
10	Сварочный трансформатор	1	30	0.3		0.4
15	Кран мостовой Q=16/3 т.	1	45	0,15		0.65
23	Гидростанция ИЧТМ-6	3	15	0.8		0.8
26	Заливочная установка линии «АЛИФ»	1	4	0.75		0.8
27	Вентилятор линии«АЛИФ»	1	5.5	0.65		0.82
28	Вентилятор линии«АЛИФ»	1	11	0.65		0.82
РП-№3
7	Передаточная телега	1	15	0.35		0.6
16	Краскомешалка	2	3	0.7		0.1
17	Канальная миксерная печь линии А-126	1	90	0.8		0.6
18	Привод протяжки линии А-126	1	5.5	0.35		0.6
19	Гидростанция линии А-126	1	5.5	0.8		0.8
РП-№4
7	Передаточная телега	2	15	0.35		0.6
13	Станок токарно-винторезный	1	11	0.13		0.5
14	Станок вертикально - сверильный	1	2.2	0.13		0.5
15	Кран мостовой Q=16/3 т.	1	45	0.15		0.65
РП-№5
6	Привод протяжки линии А-99	1	7.5	0.35		0.6
8	Гидростанция линии А-99	1	4	0.8		0.8
29	Кран мостовой Q=10 т.	2	37	0.13		0.7
30	Устройство подрезки линии А-99	1	3	0.25		0.65
31	Канальная миксерная печь линии А-99	1	90	0.8		0.6
РП-№6
5	Гидростанция ИЧТ-10	3	18.5	0.8		0.8
9	Передаточная телега	1	3	0.35		0.6
11	Вентилятор участка ремонта индуктора	1	3	0.7		0.8
12	Кран мостовой Q=3 т.	1	7,5	0.15		0.65
32	Станок обдирочно-шлифовальный	1	7,5	0.2		0.65
РП-№7
1	Установка дробления шлака	1	18.5	0.4		0.65
2	Кран мостовой Q=32/5 т.	1	75	0.17		0.7
3	Установка подогрева ковшей	1	5.5	0.9		0.95
4	Вентилятор ИЧТ-10	3	22	0.4		0.8
15	Кран мостовой Q=16/3 т.	1	45	0.15		0.65
	Освещение		97,87	0,9		0,95

Указываем принадлежность электроприемников цеха к питающей магистрали и группе ЭП:

РП№1 - 20,21,21,22,24,25;

РП№2 - 10,15,23,23,23,26,27,28,;

РП№3-7,16,17,18,19;

РП№4 - 7,7,13,14,15;

РП№5-6,8,29,29,30,31;

РП№6-5,5,5,9,11,12,32;

РП№7-1,2,3,4,4,4,15;

Определим сменную мощность для каждого ЭП

где  - номинальная мощность первого электроприемника табл. 3.1

коэффициент использования первого электроприемника табл. 3.1

Для каждого ЭП определяем полную мощность

где: сos- коэффициент мощности первого электроприемника таб.1.1

Определяем реактивную мощность для каждого ЭП

 

Определяем установленную мощность группы ЭП

Определяем сменную мощность группы ЭП

Определяем Ки для группы ЭП

Определяем эффективное число ЭП в группе

Зная значения Ки и nэ по справочнику определяем значение Км

Км=1,14

Определяем значение Ррасч для группы ЭП

Определяем значение Qсм для группы ЭП

Для остальных ЭП расчет производится аналогично. Найденные значения заносятся в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Расчет нагрузок плавильного цеха.3.2.Выбор сечения кабелей

Питающие магистрали и группы электроприемников	n	Суммарная мощность Pном,кВт	Коэффициент использования Kи	Pсм	nэ	Kм	Pр	Qр	Sp
1	2	4	5	6	7	8	9	10	11
РП-1 20,21,21,22,24,25	6	348	0.8	278.35	3	1.14	317.3	288.5	428.8
РП-2 10,15,23,23,23,26,27,28	8	140,5	0.43	65.47	5	1.76	115.2	363.3	381
РП-3 7,16,17,18,19,29,29	7	193	0.5	95.2	4	1.65	157	115	194.6
РП-4 7,7,10,13,14,15	6	118.2	0,24	28	3	2.64	74	44.2	86.2
РП-5 6,8,30,31	4	104.5	-	-	-	-	104.5	136.5	172
РП-6 5,5,5,9,11,12,32	7	76.5	0.65	50.2	4	1.46	73.3	42.5	84.7
РП-7 1,2,3,4,4,4,15	7	210	0.37	78	4	1.87	145.8	75	164
Освещение		97,87	0,9				97,87		103,2
Итого	43	1288,6	0,5	595,2	23	1.75	764	1383	1580

Для внутризаводского электроснабжения выбираем радиальную схему т.к. она является предпочтительной для коротких линий.

Выбор сечений кабелей производится по экономической плотности тока.

Для одноцепных кабелей ток равен

Для двухцепных кабелей ток равен

Рассчитаем сечение кабеля для РП1

Определим ток протекающий по кабелю

Определим сечение кабеля

где: jэк=1,2 экономическая плотность тока для Тмах = 5200ч, [1]

Выбираем кабель марки 2× АСБ 3∙16мм2.

Минимальное допустимое сечение для внутрицеховой общей магистрали 6мм2.

После выбора, проверяем кабель по длительному току

 

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор марки кабеля для внутрицехового электроснабжения

№	Sрасч	Iрасч	Fэ	Марка кабеля	n	Iдоп
	кВА	А	мм2		кол-во	А
1	428.8	12,4	16	2×АСБ 2*16	2	110
2	381	11,0	10	2×АСБ 2*10	2	80
3	194.6	5,6	6	2×АСБ 2*6	2	60
4	86.2	2,5	6	2×АСБ 3*6	2	60
5	172	5,0	6	2×АСБ 3*6	2	60
6	84.7	2,4	6	2×АСБ 3*6	2	60
7	164	4,7	6	2×АСБ 3*6	2	60

3.2 Выбор защитных аппаратов распределительных пунктов

Для установки внутри цеха на низкое напряжение 0,4 кВ выбираются автоматические выключатели. Выключатели выбираются по номинальному напряжению и номинальному току.

Выберем выключатель на напряжение 0,4 кВ для первого распределительного пункта по номинальному напряжению

по номинальному току

Выбираем для установки автоматический выключатель типа АП50Б-3МТ

Автоматический выключатель данного типа может быть установлен на всех распределительных пунктах. Данные выключателя занесем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Справочные данные автоматического выключателя[1]

Тип
про	кВ	А	кА	кА	кА
АП50Б-3МТ	0,4	63	2,5	0,7	0,4

3.3 Определение расчётных силовых нагрузок цехов завода

Определим полную мощность плавильного цеха.

где:- максимальная активная мощность плавильного цеха

- коэффициент мощности плавильного цеха таб.2.1

Определим реактивную мощность плавильного цеха.

Определим tgφ инструментального цеха

Для остальных цехов расчет сделаем аналогично, и результаты занесем в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 - Расчет нагрузок цехов завода

№	Наименование цеха	Pн,	Qн,	Sн,	cosφ	tgφ
		кВт	кВар	кВА
1	Литейный корпус	6050	6172,3	8642,8	0,7	1
2	Плавильный цех	1580	1611,9	2257,1	0.7	1
3	Формовочно-заливочный цех	1000	1020,2	1428,6	0.7	1
4	Обрубной - очистной цех	4000	4676,5	6153,8	0.65	1,17
5	Ремонтно-механический цех	350	409,1	538,5	0.55	1,17
6	Цех шихты и формовочных материалов	1400	1050	1750	0.8	0,75
7	Энергоблок	1100	825	1375	0.8	0.75
8	Блок вспомогательных цехов	2500	2204,7	3333,3	0.7	1
9	Склад шихтовых материалов	100	75	125	0.8	0,75
10	Склад готовой продукции	100	75	125	0.8	0,75
11	Заводоуправление	130	114,6	173,3	0.75	0.8
12	Столовая	200	96,8	222,2	0.9	0.48

Вычислим суммарную активную мощность для завода

Вычислим суммарную реактивную мощность

Определим полную мощность по формуле

 

.4 Выбор компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

Компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий является одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/кВар. Решение этой проблемы даст большой экономический эффект. Следует отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять у ее потребителей.

При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: 1-я группа - сети общего назначения; 2-я группа - сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резкопеременными нагрузками. Решение задачи компенсации реактивной мощности для обеих групп различно, при условии обеспечения нормальной работы других электроустановок, питающихся от системы электроснабжения предприятия.

Средствами компенсации реактивной мощности являются: в сетях общего назначения - батареи конденсаторов (низшего напряжения и высшего напряжения) и синхронные двигатели.

Источниками реактивной мощности в сети НН являются синхронные двигатели напряжением 380 - 660В и конденсаторные батареи. Недостающая часть покрывается перетоком реактивной мощности из сети ВН.

Выбор оптимальной мощности батареи конденсаторов осуществляют одновременно с выбором цеховых трансформаторных подстанций. Расчетную мощность батареи конденсаторов округляют до ближайшего стандартного значения.

Вычислим мощность КУ для плавильного цеха по формуле:

Определим  зная, что средневзвешенный cos φ = 0,93

 кВар

По справочнику[1] выберем компенсирующее устройство типа

*УК-0,38-500-НУ3

Определим полную мощность после компенсации:

Определим  после компенсации:

Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, результаты заносим в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Выбор компенсирующих устройств

№			Тип компенсирующего устройства			сos  пк
	кВт	кВар		кВар	кВА
1	6050	3630	3600	6574,1	0,92
2	1580	948	2*УК-0,38-500НУ3	1000	1694,3	0,93
3	1000	600	4*УК-0,38-150НУ3	600	1084,7	0,92
4	4000	3080	6* УК-0,38-500У3	3000	4337,1	0,92
5	350	269,5	2*УК-0,38-135НУ3	270	376,6	0,93
6	1400	490	5*УК-0,38-100НУ3	500	1504,2	0,93
7	1100	385	2* УК-0,38-200НУ3	400	1179,2	0,93
8	2500	1500	3*УК-0,38-430НУ3	1290	2662,1	0,94
9	100	35	-	-	125,0	0.8
10	100	35	-	-	125,0	0.8
11	130	52	-	-	173,3	0.75
12	200	16	-	-	222,2	0.9

Определим суммарную мощность КУ

Определим суммарную полную мощность после компенсации

Компенсирующее устройство устанавливается на цеховой подстанции и подключается к шинам низкого напряжения, чтобы добиться желаемого . кроме подстанций, где cos φ≥0.9, и подстанций где <100кВар.

Определяем cos φ завода

Общая потребляемая реактивная мощность завода составляет 7671 кВар. Реактивная мощность, получаемая из энергосистемы составляет 5871 кВар. Возникает дефицит реактивной мощности 1800 кВар, для компенсации этой мощности необходимости установить высоковольтные компенсирующие устройства на 10 кВ. Устанавливаем на каждой секции шин по 2 компенсирующих устройства УКРМ -10,5- 450У1 [1].

3.5 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов и их месторасположения

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ТП зависит от категории электроснабжения цехов, если потребитель первой категории электроснабжения, то для него выбирается 2 трансформатора; для потребителей второй категории - 2 трансформатора или 1 трансформатор при условии наличия резервного выкатного трансформатора; потребители третьей категории от одного трансформатора.

Если потребитель первой и второй категории электроснабжения, то  выбираем из условия:

,4 коэффициент возможной 40% перегрузке одного трансформатора при отключении другого в течение 5 дней по 6 часов в сутки.

Если потребитель третей категории электроснабжения, то  выбираем из условия:

Плавильный цех является потребителем первой категории электроснабжения и питается от двух трансформаторов

где: - полная мощность плавильного цеха

Выбираем два трансформатора типа ТМ-1600-10/0,4 [1].

Определим коэффициент загрузки выбранного трансформатора

Аналогично выбираем трансформаторы и для других цехов, результаты заносим в таблицу 3.6., а технические данные трансформаторов в таблицу 3.7.

Таблица 3.7 - Выбор числа и мощности трансформаторов цехов

№ цеха	категория	Кол-во				К з н	К з а	Тип тр-ра
			кВА	кВА	кВА
1	1	3	6574,1	4695,8	2500	0,88	1,31	ТМ-2500/10
2	1	2	1694,3	1210,2	1600	0,53	1,06	ТМ-1600/10
3	1	2	1084,7	774,8	1000	0,54	1,08	ТМ-1000/10
4	2	3	4337,1	3097,9	2500	0,58	0,87	ТМ-2500/10
5	2	2	376,6	269,0	400	0,47	0,94	ТМ-400/10
6	2	2	1900	1357,1	2500	0,38	0,76	ТМ-2500/10
7	1	2	1179,2	842,3	1000	0,59	1,18	ТМ-1000/10
8	2	2	2912	2080,0	2500	0,58	1,16	ТМ-2500/10

Потребители 3 категории, цеха № 9 и № 10 подключаются к цеху №8, а также цеха № 11 и №12 подключаются к цеху № 6 с недогруженными трансформаторами.

Таблица 3.8 - Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	Pкз	Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТМ-400/10	400	10	0,4	5,5	0,95	4,5	2,1
2	ТМ-1000/10	1000	10	0,4	12,2	2,4	5,5	1,4
3	ТМ-1600/10	1600	10	0,4	18	3,3	5,5	1,4
4	ТМ-2500/10	2500	10	0,4	25	4,6	5,5	1

3.6 Определение центра нагрузки

Центр нагрузки определяем для установки ГПП завода.

Определим координаты местоположения цехов завода, по полученным данным составим таблицу 3.9.

Таблица 3.9 - Определение центра нагрузок

№ цеха	Рном, кВт	Xi,м	Yi,м
1	6050	1600	800
2	1580	1770	900
3	1000	1700	1250
4	4000	1040	1200
5	350	680	1220
6	1400	750	550
7	1100	1050	200
8	2500	1700	430
9	100	300	610
10	100	300	220
11	130	1900	400
12	200	1900	200

Вычислим координаты установки ГПП

где: - активная мощность -го цеха

-координаты -го цеха по оси абсцисс

- координаты -го цеха по оси ординат

3.7 Выбор конфигурации схемы распределения электроэнергии

Для внутризаводского электроснабжения выбираем радиальную схему т.к. она является предпочтительной для коротких линий.

Выбор сечений кабелей производится по экономической плотности тока.

Для одноцепных кабелей ток равен

Для двухцепных кабелей ток равен

Рассчитаем сечение кабеля для плавильного цеха

Определим ток, протекающий по кабелю

где: расчетная полная мощность плавильного цеха

- номинальное напряжение сети

Определим сечение кабеля

где: jэк=1,2 экономическая плотность тока, по справочнику[1]

Выбираем кабель марки 2× АСБ 3∙35мм2

После выбора, проверяем кабель по длительному току

 

допустимый длительный ток для кабеля данного сечения [1]

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу 3.10.

Таблица 3.10 - Выбор марки кабеля для внутризаводского электроснабжения

№	Sрасч	Iрасч	Fэ	Марка кабеля	n	Iдоп
	кВА	А	мм2		кол-во	А
1	6574,1	126,7	150	3×АСБ 3*150	3	275
2	1694,3	49,0	35	2×АСБ 3*35	2	115
3	1084,7	31,3	2×АСБ 3*25	2	90
4	4337,1	83,6	95	3×АСБ 3*95	3	205
5	376,6	10,9	16	2×АСБ 3*16	2	75
6	1900	54,9	50	2×АСБ 3*50	2	140
7	1179,2	34,1	25	2×АСБ 3*25	2	90
8	2912	84,2	95	2×АСБ 3*95	2	205

3.8 Выбор силовых трансформаторов ГПП

Для всего завода:

где: - максимальная полная мощность завода

,4-максимальный коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном режиме, в течении 5 суток по 6 часов в сутки.

Выбираем по два трансформатора ТДН-16000/110 и ТД-16000/35 с высоким напряжением 110 и 35кВ [1].

Данные заносим в таблицу 3.11.

Таблица 3.11 - Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

	n	Uн			Тип трансформатора	Кз в Нормальном режиме	Кз в  Аварийном режиме
кВА	кол	кВ	кВА	кВА
20036	2	110	14311	16000	ТДН-16000/110	0,63	1,26
20036	2	35	14311	16000	ТД-16000/35	0,63	1,26

Технические данные трансформаторов ставим в таблицу 3.12.

Таблица 3.12 - Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	Pкз	Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТДН-16000/110	16000	110	10	90	26	10,5	0,7
2	ТД-16000/35	16000	35	10	90	21	8	0,6

3.9 Выбор трансформаторов собственных нужд

Питание потребителей собственных нужд может быть индивидуальное, групповое, смешанное. В настоящее время широко применяют смешанное питание, когда наиболее ответственные потребители подключаются непосредственно к шинам источников собственных нужд.

Приемники собственных нужд подстанций делятся на три групп по степени надежности. Приемники 1 группы - это приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания этой группы необходимо два источника с автоматическим включением резерва.

Приемники 2 группы - это приемники, отключение которых допустимо на 20-40 мин для подстанций с обслуживающим персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питания у приемников этой группы осуществляется вручную.

К 3 группе относятся приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанций разделяются на: постоянно включенные в сеть; включаемые периодически в зависимости от температуры окружающего воздуха; включаемые во время ремонтов.

Обычно на подстанциях устанавливают один или два рабочих ТСН, но при наличии особо ответственных потребителей может предусматриваться резервный ТСН.

При приближенных расчетах мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции, составляет приблизительно 1% от номинальной мощности силового трансформатора:

где:  - мощность собственных нужд подстанции;

 - номинальная мощность силового трансформатора.

Выберем трансформатор собственных нужд типа ТМ-160/10/0,4. Технические данные трансформатора представим в таблице 3.13.

Таблица 3.13 - Технические данные трансформатора собственных нужд

Тип трансформатора	n	Sн кВА	Uвн В	Uнн В	∆Рхх кВт	∆Ркз кВт	Uкз %	Iхх %
ТМ-160/10/0,4	2	160	10	0,4	0,7	2,7	5,5	4

3.10 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономические расчеты выполняют для выбора:

) наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП;

рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия;

экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;

электрических аппаратов и ток ведущих устройств;

сечений проводов, шин и жил кабелей;

целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;

трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.

Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоемких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню ценки одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

В технико-экономических расчетах используют укрупненные показатели стоимости элементов системы электроснабжения, а также укрупненные показатели стоимости сооружения подстанций в целом.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчетов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.

Рис. 3.1 - Схемы для технико-экономического сравнения

Определим сечение провода по экономической плотности тока.

Определим ток

Вариант I

где: - полная мощность завода;

- номинальное напряжение сети:

Определим сечение провода

Вариант I I

где -экономическая плотность тока [1]

Выберем провод марки АС-150. Проверим провод по условию нагрева.

где:- допустимый длительный ток для данного провода [1]

Условие выполняется, провод проходит по нагреву.

Таблица 3.14 - Технические данные провода

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	L, км	С0, тыс.руб/км
1	АС-150	35	0,198	12	12,5

Определим стоимость ВЛ.

Вариант I

Клэп = С0*L =12,5*12 = 150 тыс. руб. 3.44.

где С0=12,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии по справочнику.длина линии км.

Переведем капиталовложения линии в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

где: 1,55-стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 2010г.

,04- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 1995г.

Клэп = Клэп * Куд =150*38,75 = 5812,5 тыс. руб. 3.46.

Определим по справочнику [13] стоимость ГПП-35-ΙΙΙ-У-2×16000А2.

Вариант I

Кгпп=193,49 тыс. руб.

Переведем капиталовложения ГПП в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

Кгпп = Кгпп*Куд =193,49*38,75 = 7498,1 тыс. руб 3.47.

Суммарная стоимость

К= Клэп+ Кгпп= 5812,5 +7498,1=13310,6 тыс. руб 3.48.

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + ИW 3.49.

Иа - издержки на амортизацию

Ир- издержки на ремонт

ИW - издержки на оплату потерь электроэнергии.

Издержки на амортизацию

где:- издержки на амортизацию линии [13]

- издержки на амортизацию ГПП [13]

Издержки на ремонт

где:- издержки на ремонт линии [13]

- издержки на ремонт ГПП [13]

Издержки на оплату потерь электроэнергии

ИW =W* 3.52.

где: стоимость 1 кВт*ч электроэнергии

Суммарные потери электроэнергии

=Wтр+Wлэп 3.53.

Потери электроэнергии в ЛЭП

лэп =Р* 3.54.

Потери мощности в ЛЭП

Активное сопротивление ЛЭП=  

где: - погонное активное сопротивление питающей линиидлина питающей линии

Время максимальных потерь

где:- максимальное время использованиялэп = 907,7 *= 4763609 кВт/ч

Потери электроэнергии в трансформаторетр=Рхх*8760+*Ркз*=21*8760+ *90*5248=924619 кВт/ч

где: Рхх - активные потери холостого хода трансформатора [1];

 - коэффициент загрузки трансформатора[1];

Ркз - активные потери трансформатора при коротком замыкании[1];= 4763609+924619 =5688228 кВт/ч

ИW = 5688228*1,55 = 8816,7 тыс. руб.

И = 622,4+271,5+8816,7 = 9710 тыс. руб.

Общие затраты

З = Е*К + И = 0,14*13310,6 + 9710 = 11573,4 тыс. руб.

Вариант I

Определим сечение провода по экономической плотности тока.

Определим ток

где: - полная мощность завода;

- номинальное напряжение сети:

Определим сечение провода

Вариант I I

где -экономическая плотность тока [1]

Выберем провод марки АС-70. Проверим провод по условию нагрева.

Условие выполняется, провод проходит по нагреву.

Таблица 3.15 - Технические данные провода

№Марка проводаUн, кВR0, Ом/кмL, кмС0, тыс.руб/км
2	АС-70	110	0,43	12	13,5

Определим стоимость ВЛ.

Вариант I I

Клэп = С0* L =13,5*12 = 162 тыс. руб.

где С0=13,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии. длина питающей линии км.

Переведем капиталовложения линии в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд.

где: 1,55-стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 2010г.

,04- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии в рублях на 1995г.

Клэп = Клэп * Куд =162*38,75 = 6277,5 тыс. руб.

По справочнику [13] выберем ГПП-110-ΙΙΙ-У-2×16000А2

Кгпп=226,66 тыс. руб.

Переведем капиталовложения ГПП в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

Кгпп = Кгпп*Куд = 226,66*38,75 = 8783 тыс. руб

Суммарная стоимость

К= Клэп+ Кгпп = 6277,5+8783=15060,6 тыс. руб  

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + ИW  

Иа - издержки на амортизацию

Ир- издержки на ремонт

ИW - издержки на оплату потерь электроэнергии.

Издержки на амортизацию

где:- издержки на амортизацию линии [13]

- издержки на амортизацию ГПП [13]

Издержки на ремонт

где:- издержки на ремонт линии [13]

- издержки на ремонт ГПП [13]

Издержки на оплату потерь электроэнергии

ИW =W*

где:- стоимость 1 кВт*ч электроэнергии

Суммарные потери электроэнергии

=Wтр+Wлэп

Потери электроэнергии в ЛЭП

лэп =Р*  

где:- время максимальных потерь. Потери мощности в ЛЭП

Активное сопротивление ЛЭП

где:-погонное активное сопротивление питающей линиидлина питающей линии

Р= * 5,16=171,2 кВт

Время максимальных потерь

где:- максимальное время использованиялэп = 171,2 *= 898457 кВт/ч

Потери электроэнергии в трансформаторетр=Рхх*8760+*Ркз*=26*8760+ *90*5248=964579,2 кВт/ч 3.75.

где: Рхх - активные потери холостого хода трансформатора [1];

 - коэффициент загрузки трансформатора [1];

Ркз - активные потери трансформатора при коротком замыкании [1];= 898457+964579,2=1863036кВт/ч

ИW = 1863036*1,55=2887,7 тыс. руб.

И= 715,3+313,7+2887,7 = 3916,7 тыс. руб.

Общие затраты

З =Е* К + И = 0,14*15060,6 +3916,7 =6025,2 тыс. руб. 3.76.

На основании технико-экономического сравнения видно, что вариант II, более экономически целесообразен. Выбираем вариант II для электроснабжения завода.

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах, удары молнии в линии электропередачи и др.

В трехфазных электроустановках возникают трех- и двухфазные КЗ. Кроме того, в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю (замыкание двух фаз между собой с одновременным соединением их с землей).

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. При других видах КЗ фазы сети находятся в разных условиях, в связи, с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие КЗ называют несимметричным.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов. Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения.

При глубоких снижениях напряжения уменьшается вращающий момент электродвигателя до значений, меньших момента сопротивления механизма.

Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок. К мерам, уменьшающим опасность развития аварий, относится также правильный выбор аппаратов по условиям КЗ, применение токоограничивающих устройств, выбор рациональной схемы сети.

Расчёт токов короткого замыкания в точке К-1.

Исходные данные для расчета токов КЗ:” = 4,92 кА,Uкз = 115,1 кВ, Rэ = 4,539 Ом, хэ = 12,723 Ом

За базисную мощность примем мощность системы: Sб=1500 MBA.

Базисное напряжение: Uб1=115 кВ.

Проверим, выполняется ли условие для учета активного сопротивления элементов сети в расчетах токов короткого сопротивления.

-эквивалентное реактивное сопротивление системы;

- эквивалентное активное сопротивление системы;

Условие хэ/ Rэ>3 не выполняется, в расчетах учитываем активное сопротивление элементов сети.

Определим мощность короткого замыкания:

- сверхпереходной ток системы;

напряжения короткого замыкания системы;

Определим полное сопротивление системы в относительных единицах:

Определим базисный ток:

Определим активное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

- погонное активное сопротивление линии питающей сети; [1]

- длина линии питающей сети;ср - среднее напряжение системы;

 - число питающих линий.

Определим реактивное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

- погонное реактивное сопротивление линии питающей сети; [1]

Определим полное сопротивление линии, приведенное к базисному напряжению:

Определим сопротивление сети в точке К-1: К-1=ZС+ZЛ=1,53+0.42=1,95

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:

Определим ударный ток в точке К-1:

Рис. 4.1

где: - ударный коэффициент тока КЗ, который определяется по формуле:

где: - время затухания апериодической составляющей тока КЗ []:

Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2

Базисное напряжение: Uб2=10,5кВ.

Определим базисный ток:

Определим активное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

- потери активной мощности трансформатора при коротком замыкании[1]н- номинальное напряжение сети;н- номинальная полная мощность трансформатора;

- число трансформаторов;

Определим реактивное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

Определим полное сопротивление трансформатора приведенное к базисному напряжению:

Определим сопротивление сети в точке К-2:

 K-2 =  K-1+ T = 1.95 + 5,87= 7,82

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-2:

Определим ударный ток в точке К-2:

где: - время затухания апериодической составляющей тока КЗ

Таблица 4.1 - Расчетные данные токов короткого замыкания

Точка КЗ	IK-i, кА	Та, с	Куд.	iуд, кА
K-1	3.86	0,05	1,8	9,8
K-2	10,6	0,05	1,8	26,9

Выполним проверку выбранных внутризаводских кабельных линий по термической стойкости.

Определим активное сопротивление кабеля плавильного цеха

- погонное активное сопротивление кабеля[1];

- длина кабеля;

- число кабелей;

Определим реактивное сопротивление кабеля

- погонное реактивное сопротивление кабеля;

Определим полное сопротивление кабеля

Определим полное сопротивление системы

Определим результирующее полное сопротивление

Определим ударный ток

Определим тепловой импульс

где: tоткл - время отключениеоткл=tр+tв+tп=0.9+0.1+0.05=1.05 с р- время срабатывания релейной защиты;в- полное время отключения выключателя [1];

Определим минимальное допустимое сечение кабеля

Выбранный ранее кабель по термической стойкости не проходит, выбираем кабель большего сечения: АСБ 3∙120мм2

Для кабелей остальных ЦТП расчет аналогичен, результаты внесены в таблицу 4.2.

Новые кабели и их параметры занесены в таблицу 4.3.

Таблица 4.2 - Расчетные параметры кабельных линий

№ ЦТП	Rк	Xк	Zрез	Iу	Вк	Fmin	Fк
	Ом	Ом	Ом	кА	кА2*с	мм2	мм2
1	0,015	0,006	0,540	11,23	132,53	135,43	150
2	0,267	0,029	0,603	10,06	106,35	121,32	120
3	0,403	0,325	0,748	8,11	69,11	97,81	120
4	0,065	0,017	0,544	11,15	130,62	134,46	150
5	0,582	0,034	0,795	7,64	61,25	92,07	95
6	0,112	0,016	0,552	11,00	127,10	132,63	150
7	0,310	0,250	0,671	9,05	85,92	109,05	120
8	0,103	0,026	0,550	11,03	127,73	132,96	150

Таблица 4.3 - Справочные данные новых кабельных линий [1]

№ ЦТП	Марка старого провода	Fmin	Марка нового провода	r0	x0	l
		мм2		Ом/км	Ом/км	км
1	3×АСБ 3*150	135,43	3xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,22
2	2×АСБ 3*35	121,32	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,6
3	2×АСБ 3*25	97,81	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,65
4	3×АСБ 3*95	134,46	3xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,6
5	2×АСБ 3*16	92,07	2xАСБ 3*95	0,326	0,083	0,6
6	2×АСБ 3*50	132,63	2xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,36
7	2×АСБ 3*25	109,05	2xАСБ 3*120	0,258	0,081	0,5
8	2×АСБ 3*95	132,96	2xАСБ 3*150	0,206	0,079	0,63

5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

.1 Выбор выключателя

Выключатели выбираются по виду установки (внутренняя или наружная установка), номинальному напряжению, номинальному току, отключаемому току и мощности короткого замыкания. Выключатели проверяются на динамическую и термическую устойчивость токам короткого замыкания и на мощность короткого замыкания.

Выберем выключатель на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению

= 110кВ

где: - номинальное напряжение выключателя [1];

 номинальное напряжение распределительного устройства:

по номинальному току

где:- номинальный ток выключателя [1];

- ток рабочей форсировки выключателя:

Выбираем в РУ 110 кВ элегазовый выключатель типа ЯЭ-110Л-23(13)У4. Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З. Необходимо проверить выполнение условия. Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

где: - ток термической стойкости выключателя [1];

- время термической стойкости [1]:

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока К.З.

где: - ток короткого замыкания;

полное время отключения выключателя [1];

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

Таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим выключатель на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном К.З.

где:- предельносквозной ток выключателя [1]:

т.е. условие проверки выполнены.

Выполним проверку выключателя по мощности короткого замыкания

где: - номинальный ток отключения выключателя [1];

номинальное напряжения сети;

ток короткого замыкания:

Условие проверки выполняется.

Технические данные выключателя представим в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры выключателя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ЯЭ-110Л-23(13)У4	110	1250	40	125	50	100	40	50	3	0,065	0,04

5.2 Выбор разъединителя

Выберем разъединитель для наружной установки по номинальному напряжению

= 110кВ

по номинальному току

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНД-110Б/1000 У1 [1];. Проверим разъединитель на термическую стойкость. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется током термической устойчивости, т.е. таким током, который в течение определенного времени нагревает все части аппарата до температуры не выше допустимой для него.

Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам разъединителя

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания

таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим разъединитель на динамическую стойкость. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется максимально допустимым током или током электродинамической устойчивости, который должен быть больше ударного тока короткого замыкания

т.е. условие проверки выполнены. Технические данные разъединителя представим в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Параметры разъединителя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	i пс, кА	Iтс, кА	tтс, с
РНД-110Б/1000 У1	110	1000	80	31,5	4

5.3 Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению= 110кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 110 кВ трансформатор тока типа ТФЗМ-110-Б1-У1[1];

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Параметры трансформатора тока [1]

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТФЗМ-110-1 У1	110	300	5	0,5/10Р/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

где - номинальная вторичная нагрузка;

сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом);

расчетная длина контрольного кабеля;

ρ- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. ρ=0,0283 Ом*

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность [6].

Результаты сведем в таблицу 5.4. а на ее основании определим

Таблица 5.4 - Приборы подключенные к трансформатору тока

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В∙А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В∙А			4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля

Определим вторичное расчетное сопротивление

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выберем трансформатор напряжения на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению = 110кВ

ТН в ОРУ 110 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий.

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [6]. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ=0.38, а sinφ=0.93

Используя учебник [2], составим таблицу для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-58 У1 [1] с номинальной мощностью в классе 0,5 соединенные в группу т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора напряжения сведены в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В∙А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.ак.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч реак. энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр регестриру-ющий		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регестрирующий		Н-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регистрирующий		Н-397	7	1	1	0	1	7	-
	Осциллограф			10	1	1	0	1	10	-
Итого									64,6	18,5

5.5 Выбор сборных шин

Выберем сборные шины на 110 кВ по максимальному току

Минимальное сечение провода для напряжения 110 кВ по условию короны 70 мм2.

Выберем по допустимому току провод АС 70

где: - допустимый длительный ток для провода АС 70 [7].

Проверяем выбранные шины по термической стойкости

Определяем рабочую температуру провода.

где: - температура окружающей среды  [7];

- длительно допустимая температура проводника [7];

температура окружающей среды принятая за номинальную при нормировании длительно допустимого тока [7];

  - рабочий ток нормального режима;

допустимый длительный ток; Необходим значение тепловой функции Ан, соответствующей начальной температуре проводника также по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании [ 7]:

Рассчитаем значение тепловой функции Ак, соответствующей конечной температуре проводника

где: - значение тепловой функции [7]

 - коэффициент учитывающий удельную теплоёмкость проводника [7] - тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания

- выбранное сечение провода.

Определяем конечную температуру проводника при кратковременном нагреве током короткого замыкания . Она определяется по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании [7].

где:- допустимая температура нагрева провода.

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки по термической устойчивости.

5.6 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений (ОПН) - аппараты современного поколения, пришедшие на смену вентильным разрядникам. Ограничители типа ОПН предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольтамперными характеристиками и пропускной способностью.

Преимущество ОПН по сравнению с вентильными разрядниками заключается в отсутствии искрового промежутка, обеспечивающего постоянное подключение ограничителей перенапряжений к защищаемому оборудованию.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений обладают следующими преимуществами: глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений, отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения, простотой конструкции и высокой надежностью в эксплуатации, стабильностью характеристик и устойчивостью к старению, способностью к рассеиванию больших энергий, стойкостью к атмосферным загрязнениям, малыми габаритами, весом и стоимостью.

Ограничители перенапряжений ОПН применяются для защиты электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа, кабельных сетей, ВЛ, генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий, батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих устройств, оборудования электроподвижного состава, электрооборудования специализированных промышленных предприятий (химической, нефтяной, газовой промышленности).

Ограничители перенапряжений выбирают по номинальному напряжению. Выберем ОПН на напряжение 110 кВ

= 110кВ

Выберем ограничитель перенапряжения типа ОПН-110-У1 [1];

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

.1 Выбор выключателя

Выберем выключатель на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению.

= 10кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 10 кВ вакуумный выключатель типа ВВЭ-10-20/1600У3 [1]; Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимают трехфазное К.З. Необходимо проверить выполнение условия. Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя.

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока К.З.

Таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверим выключатель на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном К.З.

т.е. условие проверки выполнены.

Выполним проверку выключателя по мощности короткого замыкания

Условие проверки выполняется.

Технические данные выключателя представим в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры выключателя [1]

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ВВЭ-10-20/1600У3	10	1600	20	52	20	52	20	20	3	0,05	0,05

6.2.Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению

= 10кВ

по номинальному току

Выбираем в РУ 10 кВ трансформатор тока типа ТЛ-10-II У3 [1].

Номинальные параметры трансформатора тока сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры трансформатора тока [1]

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТЛ-10- II У3	10	2000	5	0,5/10Р	0,8

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности.

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

где - номинальная вторичная нагрузка;

сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом);

расчетная длина контрольного кабеля;

Ρ - удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. ρ=0,0283 Ом*

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность [6].

Результаты сведем в таблицу 6.3., а на ее основании определим

Таблица 6.3 - Приборы, подключенные к трансформатору тока

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В∙А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В∙А			4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 1,5 мм2. Определим сопротивление выбранного кабеля

Определим вторичное расчетное сопротивление

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

6.3 Выбор трансформатора напряжения

Выберем трансформатор напряжения на напряжение 10 кВ по номинальному напряжению

=10кВ

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [6]. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosφ обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosφ=0,38, а sinφ=0.93 (таблица 6.5.).

Используя учебник [6], составим таблицу 6.5. для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

=42 ВА

Примем к установке трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66 У3 [1] с номинальной мощностью в классе 0,5 т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора напряжения сведены в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Параметры трансформатора напряжения [1]

Тип	Uн, кВ	U1н, В	U2н, В	Схема соединения	Номинальная мощность в классе 0,5, В∙А
НТМИ-10-66 У3	10	10000	100	Y0/Y0/∆-0	120

Таблица 6.5 - Приборы подключенные к трансформатору напряжения

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В∙А	Число обмоток	cosφ	sinφ	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.акт.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реакт.энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	2	-
	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Итого									37,6	18,5

6.4 Выбор ограничителя перенапряжения

Выберем ОПН на напряжение 10 кВ

= 10кВ

Выберем ограничитель перенапряжения типа ОПН-10/12,7-III УХЛ.

7. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. АВТОМАТИЧЕСКИЙ РЕГУЛЯТОР КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ

Реактивная мощность

Реактивная мощность-мощность, которую источник переменного тока в течение одной четверти периода отдаёт во внешнюю цепь, обладающую реактивным сопротивлением, а в течение другой четверти периода получает её обратно. Характеризует энергию, не потребляемую во внешней цепи, а колеблющуюся между внешней цепью и источником, т.е. ёмкостную и индуктивную энергию, временно накапливаемую, а затем отдаваемую источнику.

Реактивная мощность и энергия ухудшают показатели работы энергосистемы, то есть загрузка реактивными токами генераторов электростанций увеличивает расход топлива; увеличиваются потери в подводящих сетях и приемниках; увеличивается падение напряжения в сетях. Реактивную мощность потребляют такие элементы питающей сети как трансформаторы электростанций; главные понизительные электростанции, линии электропередач - на это приходится 42 % реактивной мощности генератора, из них 22 % на повышающие трансформаторы; 6,5 % на линии электропередач районной системы; 12,5 % на понижающие трансформаторы. Основные же потребители реактивной мощности - асинхронные электродвигатели, которые потребляют 40 % всей мощности совместно с бытовыми и собственными нуждами; электрические печи 8 %; преобразователи 10 %; трансформаторы всех ступеней трансформации 35 %; линии электропередач 7 %. Говоря иначе, существуют приемники электроэнергии, нуждающиеся в реактивной мощности. Одной реактивной мощности, выдаваемой генератором явно недостаточно. Увеличивать реактивную мощность, выдаваемую генератором нецелесообразно из-за выше перечисленных причин, т.е. нужно выдавать реактивную мощность именно там, где она больше всего нужна.

Системы регулирования мощности конденсаторных установок

Регулирование мощности включением и отключением всей установки или отдельных ее секций позволяет достигнуть экономичного режима работы электрических сетей промышленных предприятий и одновременно использовать конденсаторные установки как средство местного регулирования напряжения. Регулирование мощности может производиться вручную эксплуатационным персоналом; автоматически от действия различных электрических параметров и неэлектрических датчиков, форсированной мощности конденсаторных установок, быстродействующими, регулируемыми, статическими генераторами реактивной мощности; диспетчером - непосредственно или распоряжением по телефону.

Регулирование мощности вручную эксплуатационным персоналом в определенное время суток не может являться надежным способом регулирования, хотя оно еще и продолжает применяться на промышленных предприятиях. Регулирование вручную в основном зависит от качества работы дежурного персонала, при этом могут быть случаи, когда из-за небрежности персонала конденсаторная установка долгое время оставалась не включенной или, наоборот, отключалась, что приводило соответственно к недокомпенсации или перекомпенсации.

Наиболее экономичные режимы работы сетей могут быть достигнуты при использовании конденсаторных установок с автоматическим регулированием мощности. В зависимости от характеристики сети, требований потребителя и энергосистемы автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок может выполняться:

) по времени суток, когда важно ограничить отдачу промышленным предприятиям реактивной мощности. В сеть энергетической системы в течение суток по определенной программе с установившейся технологией производства;

) по уровню напряжения, если необходимо уменьшить отклонение уровня напряжения электрической сети промышленного предприятия от оптимального значения;

) по току нагрузки, если рост и снижение полной нагрузки меняются в течение рабочего дня и сопровождаются соответственным изменением реактивной мощности;

) по величине коэффициента мощности, если его изменение пропорционально определенному изменению реактивной мощности;

) по величине и направлению реактивной мощности, когда важно ограничить отдачу промышленными предприятиями реактивной мощности в сеть энергетической системы;

) в зависимости от технологии производства, когда регулирование мощности конденсаторных установок может осуществляться от неэлектрических датчиков (температуры, давления );

) по различным комбинированным схемам: в зависимости от времени суток с коррекцией по напряжению, по времени суток, напряжению и направлению реактивной мощности, по напряжению с коррекцией по току, с применением неэлектрических датчиков от различных устройств;

) в связи с внедрением диспетчерского управления Н телемеханизации электроснабжения промышленных предприятий целесообразно осуществлять централизованное регулирование мощности конденсаторных установок диспетчером непосредственно или косвенно распоряжением по телефону на основе анализа графика нагрузки данного предприятия или даже целого района энергетической системы;

) для ликвидации быстрых колебаний и набросов реактивных нагрузок. В этом случае может применяться форсировка мощности конденсаторных установок автоматическим переключением параллельно-последовательных соединений конденсаторов на повышенное или пониженное по отношению к номинальному напряжение.

Автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок зависит от различных электрических параметров и неэлектрических датчиков и может быть одноступенчатым или многоступенчатым. При одноступенчатом регулировании автоматически включается или отключается вся конденсаторная установка или одновременно включаются или отключаются несколько конденсаторных установок в определенное время суток.

При многоступенчатом регулировании допускается поочередное автоматическое включение или отключение нескольких конденсаторных установок с одноступенчатым регулированием либо включение и отключение отдельных секций конденсаторной установки по заданной программе или в определенной последовательности.

Одноступенчатое регулирование является простейшим способом регулирования мощности конденсаторных установок, требует меньших капитальных затрат по сравнению с многоступенчатым за счет более простой схемы и отсутствия дополнительной коммутационной аппаратуры. При многоступенчатом регулировании автоматически отключаются или включаются отдельные конденсаторные установки или секции, снабженные своим выключателем. Многоступенчатое автоматическое регулирование конденсаторных установок напряжением 6-10 кВ может выполняться с одним главным выключателем и несколькими переключателями для автоматического управления секциями. Чем больше количество секций в установке, тем плавнее происходит регулирование, но тем больше затраты на дополнительную коммутационную аппаратуру.

Рис. 7.1 - Схемы конденсаторных установок: а - одноступенчатое регулирование: б - многоступенчатое регулирование: в - многоступенчато, регулирование с одним главным выключателем В и тремя выключателями П для переключения секций установки в бестоковую паузу

Параметры и схемы автоматического регулирования мощности конденсаторных установок выбирают с учетом проведения мероприятий по компенсации реактивной мощности, на промышленных предприятиях исходя из анализа графика нагрузки, уровней колебания напряжения в различных точках сети, наличия в системе других компенсирующих устройств, а также требований энергетической системы. Для выполнения всех условий, требований и мероприятий регулирование реактивной мощности конденсаторных установок должно быть многообразным - от простых, но надежных, до сложных комплектных автоматических устройств. При осуществлении этих устройств автоматического регулирования необходимо стремиться к максимальной простоте и ясности схем, не уменьшая надежности их работы. Одной из важных характеристик регулирующего устройства, обеспечивающих меньшее количество переключений при обеспечении того же качества напряжения, является коэффициент возврата. Поэтому во всех случаях следует отдавать предпочтение конструкциям устройств, которые без ущерба для других свойств обеспечивают коэффициент возврата, практически близкий к единице.

Независимо от типа и схемы устройства автоматического регулирования оно должно быть обеспечено надежным источником питания для четкой работы, как самого устройства, так и оперативных цепей автоматического управления. В схеме автоматического устройства должна предусматриваться установка переключателя для перевода на ручное или автоматическое управление, а также запрещение производства повторного включения конденсаторной установки ранее, чем произойдет разрядка ее конденсаторов.

Комбинированные схемы автоматического регулирования

В комбинированных схемах регулирование мощности конденсаторных установок осуществляется в зависимости от значений нескольких параметров. Эти схемы могут быть выполнены как для одноступенчатого, так и для многоступенчатого регулирования.

В работе схем комбинированного регулирования особое внимание следует обратить на исключение возможности повторного включения конденсаторных установок в заряженном состоянии. Для этого необходимо, чтобы включение конденсаторной установки после ее отключения происходило обязательно с выдержкой времени не менее 2-3 мин, требуемой для разрядки конденсаторов.

Рис. 7.2 - Комбинированная схема одноступенчатого автоматического регулирования по времени суток с коррекцией по напряжению

На рис. 7.2. приведена одна из простых комбинированных, схем одноступенчатого регулирования по времени суток с коррекцией по напряжению, в которой используются электровторичные сигнальные часы типа ЭВЧС и реле минимального напряжения. Эта схема предусматривает сочетание схем автоматического регулирования по времени суток и напряжению и работает следующим образом. Если после включения конденсаторных установок в заданное время суток окажется, что напряжение будет повышенным, то реле напряжения 1Н отключит КУ, или наоборот, если по заданному времени суток ЭВЧС отключит КУ, а напряжение в сети очень низкое, то реле 1Н снова включит ее, причем если до отключения по заданному времени суток напряжение в сети почему-либо повысится, то реле 1Н отключит КУ. Таким образом, ЭВЧС включает или отключает КУ по программе, заданной по времени суток, а реле напряжения 1Н вводит коррективы в зависимости от значения напряжения в данное время.

Так же может быть выполнена комбинированная принципиальная схема одноступенчатого автоматического регулирования по времени суток, напряжению и по направлению реактивной мощности. В этой схеме также предусматривается сочетание схем автоматического регулирования по отдельным параметрам;

Автоматическое включение конденсаторной установки должно происходить или при значительном понижении напряжения в сети или при направлении реактивной энергии от системы к подстанции. Автоматическое отключение конденсаторной установки может происходить при направлении реактивной энергии от подстанции к электрической системе, но при номинальном напряжении на шинах подстанции. Такое условие в цепи отключения необходимо для сохранения на шинах номинального напряжения. Автоматическое отключение конденсаторной установки может происходить также при значительном повышении напряжения на шинах, к которым подключена конденсаторная установка.

Одним из комбинированных устройств регулирования реактивной мощности является устройство типа АРКОН-1. Устройство АРКОН-1 состоит из командного блока, программной приставки и кнопки управления.

Командный блок обеспечивает выбор параметра регулирования: по реактивному току с уставкой, зависящей от напряжения; по реактивному току; по напряжению.

Структурная схема автоматического управления конденсаторных установок регулятором АР КОН-1 приведена на рис. 7.3.

Рис. 7.3 - Структурная схема подключения автоматического регулятора АРКОН с тремя приставками

Номинальные напряжения регулятора 100, 220, 230, 240, 380, 400,415 и 600В. Допускаемые отклонения напряжения питания от -20 до +10% номинального значения.

Номинальное значение входного тока тоже может быть установлено 2,5; 3,75 и 5,0А. Частота сети переменного тока 50 Гц.

Командный блок совместно с программной приставкой позволяет производить многоступенчатое регулирование секций конденсаторных установок. При этом используется импульсный сигнал управления с выхода командного блока. Одна программная приставка позволяет производить коммутацию от 1 до 3' секций конденсаторных установок по коду 1:1:1. Командный блок обеспечивает управление тремя последовательно соединенными программными приставками. Программная приставка обеспечивает одновременно форсированное включение или отключение всех секций конденсаторных установок, управляемых данной приставкой от замыкающих контактов внешнего управления.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания; к анормальным режимам относятся перегрузки. Повреждения и анормальные режимы могут привести к аварии всей системы электроснабжения или ее части, сопровождающейся определенным недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования. Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели ЭУ снабжают автоматически действующими устройствами - релейной защитой (РЗ), являющейся одним из видов противоаварийной автоматики. Название «релейная защита» связано с наличием в ней электрических аппаратов, называемых реле. Реле представляет собой аппарат автоматического действия, включающий или отключающий электрические цепи защиты и управления под действием различного рода импульсов (электрических, тепловых, механических, световых) в зависимости от заданных параметров контролируемой величины, времени.

При повреждениях в цепи (коротких замыканиях, глубоких понижениях напряжения) релейная защита выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. При анормальных режимах (недлительные перегрузки, замыкание одной фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью) релейная защита действует на сигнал, предупреждающий постоянный обслуживающий персонал подстанций о неисправностях в режиме работы электрооборудования.

Основными требованиями к РЗ являются: быстродействие, селективность, чувствительность и надежность.

Быстродействие. Чем быстрее произойдет обнаружение и отключение поврежденного участка, тем меньше разрушительное действие аварийного тока на электрооборудование, тем легче сохранить нормальную работу потребителей неповрежденной части ЭУ. Поэтому электрические сети должны оснащаться быстродействующей релейной защитой. Современные устройства быстродействующей релейной защиты имеют время срабатывания 0,02-0,1с. Время отключения поврежденной цепи tотк складывается из времени работы защиты tз и времени работы выключателя tв.

Быстродействие релейной защиты снижает ущерб при коротком замыкании электрической сети, так как уменьшаются размеры разрушения поврежденного участка, повышается эффективность работы автоматики.

Селективность. Селективностью релейной защиты называется ее способность отключать при коротком замыкании только поврежденный участок, оставляя в работе потребителей, подключенных к неповрежденному участку.

Чувствительность. Чувствительностью релейной защиты является ее способность реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра и анормальные режимы работы ЗУ.

Чувствительность характеризует устойчивое срабатывание релейной защиты при коротком замыкании в защищаемой зоне. Чувствительность всех видов релейной защиты оценивается коэффициентом чувствительности Кч к минимальному току короткого замыкания

Надежность работы релейной защиты заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных по ее назначению случаях. Надежность обеспечивается применением высококачественных реле, простых и совершенных схем релейной защиты, тщательным выполнением монтажных работ, должной культурой эксплуатации защитных устройств.

В устройствах релейной защиты применяют различные реле, отличающиеся по принципу действия: электрические, механические, тепловые, полупроводниковые. Электрические реле реагируют на электрические величины: ток, напряжение, мощность, частоту, сопротивление. Механические реле реагируют на неэлектрические величины: давление, уровень жидкости и в электрических сетях применяются редко. Тепловые реле реагируют на количество выделенного тепла или изменение температуры. Полупроводниковые реле - современный тип конструкций реле, позволяющий повысить чувствительность и срок службы, улучшить характеристики реле, выполнить их без контактов и движущихся частей, снизить потребляемую мощность.

По назначению все реле делят на три группы: основные, непосредственно реагирующие на изменение контролируемых величин (реле тока, напряжения, мощности, частоты); вспомогательные, управляемые другими основными реле и выполняющие дополнительные функции выдержки времени (реле времени), размножения числа контактов, передачи команд от одних реле к другим (промежуточные реле) и т.п.; сигнальные (указательные), фиксирующие действие РЗ и управляющие световыми и звуковыми сигналами.

8.1 Газовая защита

Газовая защита, основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 8.1. а). Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. 8.1.б).

Рис. 8.1 - Газовое реле защиты трансформатора

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет fcp = 0,05...0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительной и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, при доливке масла и ремонта системы охлаждения. Возможны также, ложные срабатывания зашиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. Это допускается также на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВ-А и менее, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью Sт.ном. > 6300 кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах мощностью 1...4 MB-А. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

Рис. 8.2 - Принципиальная схема газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе

8.2 Максимальная токовая защита

Газовая защита не действует при КЗ на выводах трансформатора и в его соединениях с выключателями, поэтому для отключения трансформатора при этих повреждениях на трансформаторах небольшой и средней мощности предусматривается токовая защита от многофазных коротких замыканий. Она содержит обычно две ступени: первую - токовую отсечку без выдержки времени, третью - максимальную токовую защиту. В ряде случаев она дополняется защитой от однофазных коротких замыканий на выводах низшего напряжения трансформатора.

Для отключения коротких замыканий на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения токовая отсечка без выдержки времени дополняется максимальной токовой защитой, полностью защищающей трансформатор и являющейся вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних коротких замыканий. Получается защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени без второй ступени.

Расчет максимальной токовой защиты силового трансформатора.

Определим ток срабатывания максимальной токовой защиты:

где: =1,2 коэффициент отстройки [10];

=2,5 коэффициент самозапуска [10];

=0,8 коэффициент возврата [10];

ток рабочей форсировки на стороне низкого напряжения.

Находим ток срабатывания реле на основной стороне 115 кВ с наибольшим вторичным током в плече защиты, исходя из тока срабатывания защиты, пересчитанного на сторону 115 кВ:

Максимальная токовая защита отстраивается от минимального тока короткого замыкания. Минимальным является ток двухфазного короткого замыкания. Определим двухфазного короткого замыкания по формуле:

Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты должен быть не менее 1,5.

где: - коэффициент схемы стороны установки защиты.

Защита обладает достаточной чувствительностью.

8.3 Дифференциальная токовая защита трансформатора

Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя, при этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей. Она может быть выполнена посредством вторичных реле прямого и косвенного действия на переменном и постоянном оперативном токе. Схема соединения трансформаторов тока и реле выбирается в соответствии с учетом действия защиты при всех возможных видах коротких замыканий.

Селективность отсечки обеспечивается выбором ее тока срабатывания.

Недостаток отсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформаторов. В ее зону действия входит только часть обмотки. Защита не реагирует на короткие замыкания на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения.

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали». Для осуществления защиты используются трансформаторы тока TAI, ТАИ, установленные с обеих сторон защищаемого трансформатора вблизи выключателей Ql, Q2 (рис. 8.3.) Вторичные обмотки трансформаторов тока и реле КА соединяются в схему продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами. При этом в реле КА при отсутствии повреждения в защищаемой зоне проходит ток небаланса.

Рис. 8.3 - Дифференциальная токовая защита двухобмоточного трансформатора

Однако этот ток в дифференциальной защите трансформатора определяется не только погрешностью трансформаторов тока, но и рядом дополнительных факторов. Они обусловливают особенности схемы, усложняют ее и должны учитываться при выполнении дифференциальной защиты трансформатора.

Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждение в обмотках, на выводах и в соединении с выключателем. При этом она может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали».

Выбираются уставки дифференциальной защиты с торможением (ДЗТ-11) 2-х обмоточного трансформатора мощностью Sтр = 16 МВА.

Определим средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

Таблица 8.1 - Значения первичных и вторичных токов для защищаемого трансформатора

НАМЕНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ	Численное значение для стороны
	115 кВ	10,5 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А	Iн=Sн/(·Uн.ср.) = 105,3 А	1158 А
Коэф. трансф. тр-ра тока nэ	300/5 = 60	2000 / 5 = 400
Схема соединения тр-ра тока	треугольник	звезда
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора	звезда	треугольник
коэффициент схемы		1
Вторичный ток в плечах защиты, I=(Iн·Ксх)/nТ	3,03 А	2,9 А

Выбирается место установки тормозной обмотки реле ДЗТ-11, плечо стороны НН.

Рис. 8.4

Схема включения обмоток реле типа ДЗТ-11 в дифференциальной защите двухобмоточного трансформатора.

Определяется первичный ток небаланса;

Iнб = I’нб + I”нб = 688 + 1100,8=1788 А 8.5.

где: I’нб - обусловленная точностью трансформаторов тока’нб = Капер·Кодн·Е·I(3)кз вн = 1·1·0,1·3860 = 386 А 8.6.

Е - относительное значение тока намагничивания Капер=1, обусловленная регулированием напряжением защищаемого трансформатора.

Кодн = 1, коэффициент однотипности [10];

Капер - коэффициент, учитывающий переходной режим. (Капер = 1) [10];

”нб = 0,16·3860 = 617,6 А

Ток срабатывания защиты выбирается по условию: с.з. = Кн· Iнб = 1,5·Iнб = 1,5·617,6 = 926,4 А 8.8.

где: Кн - коэффициент надежности для реле серий ДЗТ равно 1,5 [10];

Определяется число витков обмотки ДЗТ для выравнивания М.Д.С.

Таблица 8.2 - Расчет дифференциальной защиты трансформатора

	Наименование величины	Обозначение величины и расчётное выражение	Численное значение
1	Ток срабатывания реле (неосновной), А
2	Расчётное число витков обмотки реле для неоснов.	Wнеосн.реле = Fср./Iс.р.несон.	100/2,45 = 40,8
3	Предварительно принятое число витков	Wнеосн.реле	40 штук
4	Ток срабатывания реле (неоснов) с учетом витков	Iср.неосн. = Fср./Wнеосн.	100/40 =2,5А
5	Ток срабатывания защиты со стороны ВН	Iсз.неосн.ВН= (Iср.неосн.·Wнеосн)/Ксх	(2,5·40)/ =57,8 А
6	Ток срабатывания защит со стороны НН	Iсз.осн. = Iсз.неосн. ВН·Кн	57,8·1,3 = 75,14А
7	Расчётное число витков обмотки реле для основ.	Wосн.расч. = (Wнеосн.·I2неосн) / I2 осн.	(40·3,03)/2,9 = 41,8
8	Предварительно принятое число витков	Wосн	42 штук
9	Составляющая, обусловленная неточностью уставки на коммутаторе реле ДЗТ	I”’нб = ((Wосн.расч. - Wосн.) / Wоснов.расч))·Iк.з.макс	((4241,8)/42)/3860=18,4 А
10	Ток небаланса	Iнб = I’нб + I”нб + I’’’нб	386+617,6+18,4 = 1022 А
11	Окончательное принятое число обмоток	Wосновн. Wнеосновн.	42 40
12	Проверка	I2осн.·Wосн = I2неосн·Wнеосн.	2,9·42» 3,03·40

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для обеспечения бездействия защиты при внешнем трехфазном коротком замыкании:т = (1,5·Iнб·Wр)/(Iк.з.макс НН·tgj) = (1,5·1022·40)/(10600·0,87) = 5,03 8.10.

Выбираем ближайшее целое число -5 штук

где: Iк.з.макс НН - периодическая слагающая тока при расчётах внешних коротких замыканий где включена тормозная обмотка.р - расчётное число витков рабочёй обмотке реле на стороне, где включена тормозная обмотка.

Кн - коэффициент надежности (Кн = 1,5 [10];j - тангенс угла наклона координат к характеристике срабатывания реле соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tgj = 0,87 [10];

Чувствительность защиты проверяем по формуле:

Защита обладает достаточной чувствительностью.

.4 Токовая защита от перегрузок.

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания реле определяет. Коэффициент учитывает только погрешность в токе срабатывания и принимается равным kотс-1,05. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках.

Защита от перегрузки предусматривается при параллельной работе нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии УАВР с действием на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

где:=1,05 коэффициент отстройки [10];

=0,85 коэффициент возврата [10];

- коэффициент трансформации трансформатора тока [10];

номинальный ток трансформатора:

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

.1 Социальное значение вопросов безопасности жизнедеятельности

Эффективное и экологически чистое производство тепловой и электрической энергии является жизненно важным вопросом в настоящее время. Экологические аспекты учитываются в обязательном порядке при реконструкции, ремонте, монтаже оборудования.

Электрификация России развивается по пути разработки и внедрения электроустановок с использованием современных высокоэффективных электрических машин и аппаратов, линий электропередачи, разнообразного электротехнологического оборудования, средств автоматики и телемеханики. Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения и многочисленных электроприемников ставит перед работниками электрохозяйств разносторонние и сложные задачи по охране труда.

Основная роль безопасности жизнедеятельности - защита человека в техносфере от негативных воздействий антропогенного и естественного происхождения и достижение комфортных условий жизнедеятельности.

Здоровые и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные производственные установки, могут быть обеспечены выполнением научно обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.

9.2 Охрана окружающей среды

Проектируемая подстанция вредных выбросов в атмосферу не имеет, но является источником воздействием на окружающую природную среду:

Непрерывные - шум, создаваемый работающими устанавливаемыми трансформаторами;

Кратковременные - в незначительном количестве, эпизодически, в помещении аккумуляторных батарей может возникать загрязнение аэрозолями серной кислоты при зарядке аккумуляторов напряжением выше 2,3 В на элемент (что бывает крайне редко при формовке батарей);

Аварийные - разлив масла при аварии устанавливаемых силовых трансформаторов.

Для устанавливаемых силовых трансформаторов мощностью 25 МВА минимальное допустимое расстояние до жилой постройки 250 м.

В указанном радиусе жилая застройка отсутствует, поэтому мероприятия по шумозащите трансформаторов не предусматривается.

9.3 Мероприятия по защите поверхности земли от загрязнения маслом

Для предохранения почвы от загрязнения сбросами масла при повреждении трансформаторов на ПС предусматривается сооружение маслоприемников со сбросом по сети закрытых маслоотводов в маслосборник емкостью 19м2.

Маслоприёмники под трансформаторами рассчитаны на вмещение 100% масла, содержащегося в соответствующем трансформаторе.

Для обеспечения готовности маслосборника к принятию масла режим его содержания предусматривает систематическое опорожнение маслосборника от атмосферных осадков. Уловленное масло из маслосборника используется по назначению (отвозится на обработку и регенерацию), а оставшаяся вода, имеющая следы масла, вывозится в места утилизации. Режим нахождения масла в маслосборнике (при аварии трансформатора) - непродолжительный.

9.4 Общие мероприятия по технике безопасности

Для обеспечения нормальных условий труда при обслуживании ПС, предусматриваются следующие производственные помещения:

Помещения ОПУ;

Помещения для ремонта оборудования релейной защиты;

Помещения ремонтной бригады.

Для обеспечения нормируемого уровня освещенности рабочих мест и проходов, предусматривается освещение ОПУ и территории ПС.

Компоновка ПС и подъездные дороги позволяют принять для ремонтных и эксплуатационных работ автокран и другие инвентарные устройства.

Молниезащита ПС обеспечивает безопасность ее обслуживания.

Предусматриваются все нормируемые разрывы от токоведущих частей оборудования и ошиновки до мест возможного появления эксплуатационного персонала ПС.

Для исключения ошибочных действий персонала, при производстве оперативных переключений в ОРУ предусмотрена электромагнитная блокировка на выпрямленном оперативном токе. В ЗРУ для этой цели предусмотрена заводская механическая блокировка.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала при однофазных КЗ на землю, предусмотрено присоединение всех металлических нетоковедущих частей оборудования к контуру заземления ПС.

Для защиты персонала подстанции от поражения электрическим током предусматриваются следующие мероприятия по технике безопасности:

Для оборудования 110, 10 кВ предусматривается заземление корпусов. Расчет заземляющего устройства приведен далее;

заземлению подлежат корпуса трансформаторов, масляных выключателей, расположенных на территории подстанции. Заземление подключается к общему контуру заземления;

предусматривается периодический контроль изоляции в сети 0,4 кВ. Контроль и профилактика изоляции производится мегомметром.

в целях исключения прикосновения или опасного приближения к неизолированным частям электрического оборудования предусматривается обеспечение безопасности людей следующим путем:

а) ограждением

б) блокировками

в) расположением токоведущих частей на недоступной высоте и в недоступном месте.

В целях предотвращения попадания посторонних лиц на территорию подстанции предусматривается ограждение решетчатым забором высотой до 2 м. ОРУ также ограждается забором высотой 1,7 м. Расстояние от токоведущих частей до ограждения составляет для 110 кВ 1,5 м.

для предотвращения поражения персонала током весь переносной инструмент имеет рукоятки из изолирующего материала.

на подстанции имеется в наличии полный комплект индивидуальных средств защиты.

для защиты оборудования и зданий подстанции от прямого попадания молнии установлена группа стержневых молниеотводов. В качестве заземлителей используется заземляющее устройство подстанции. Отходящие линии электропередач защищены от удара молнии по всей длине заземляющим тросом.

литейный завод электроснабжение подстанция

9.5 Расчет молниезащиты главной понизительной подстанции

Определим ожидаемое число поражений молнией в год ГПП не оборудованной молниезащитой согласно [1] по формуле:

=(B + 6hx) ∙ (L + 6hx) n ∙ 10-6, (8.1)

Где B - ширина защищаемого объекта равная 32м; - длина защищаемого объекта равная 38,5 м; - высота объекта 9м;среднее число поражений молнией на 1 км2 земной поверхности в год 1.=(32 + 6 ∙ 9) ∙ (38.5 + 6 ∙ 9) 1∙10-6 = 7,95 ∙10-3

Производственные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также интенсивности грозовой деятельности в районе их местонахождения выделены в категории по степени устройства молниезащиты.

В нашем случае с учетом N=7,95∙10-3, ГПП относится ко второй категории устройства молниезащиты и зоне защиты молниеотвода типа В [1]. Для данной категории используем методику расчета высоты стержневого молниеотвода. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 150 метров, представляет собой конус (см. рис. 8.1), вершина которого находится на высоте ho. Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта hх и на уровне земли, представляют собой окружности радиусами ro, rx соответственно.

Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотводов и высоту расположения ho минимальной зоны определим согласно [1]по следующим формулам:

= 1,5h; (8.2)= 1,5( h - ); (8.3)= 0,92h, (8.4)

где ro - радиус зоны защиты по поверхности земли, м; - высота молниеотвода, м; - радиус зоны защиты на высоте hx, м.

Применяем, молниеотвод выстой 30 м= 1,5 ∙30 = 45 (м);= 1,5 (30 - ) = 30,33 (м);= 0,92 ∙36 = 27,6 (м) » 30 (м),

Место установки молниеотводов определено на территории ГПП. Для полного охвата радиусом rx территории подстанции устанавливаем 4 молниеотвода. В качестве молниеотвода устанавливаем опору УС110-8.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

9.6 Расчет заземляющего устройства подстанции

Для выполнения рабочего защитного и грозозащитного заземления ОРУ-110 кВ используют одно заземляющее устройство.

Защитное заземление преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т. п.).

Рабочее заземление - преднамеренное соединение с землей отдельных точек электрической цепи, например нейтральных точек обмоток генераторов, силовых и измерительных трансформаторов, дугогасящих аппаратов, реакторов поперечной компенсации в дальних линиях электропередачи, а также фазы при использовании земли в качестве фазного или обратного провода. Рабочее заземление предназначено для обеспечения надлежащей работы электроустановки в нормальных или аварийных условиях и осуществляется непосредственно (т. е. путем соединения проводником заземляемых частей с заземлителем) или через специальные аппараты - пробивные предохранители, разрядники, резисторы и т. п. Заземление молнезащиты - преднамеренное соединение с землей молниеприемников и разрядников в целях отвода от них токов молнии в землю.

Принцип действия защитного заземления - снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами. Это достигается путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (уменьшением сопротивления заземлителя), а также путем выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземленного оборудования (подъемом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземленного оборудования). Сопротивление общей системы заземления станции или подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства.

Требования, предъявляемые ПУЭ к заземлениям электроустановки, зависит от режима нейтрали сети, в которой работает установка.

Исходные данные для расчета:

а) номинальные напряжения - 110, 10 кВ;

б) удельное сопротивление грунта в самую сухую пору года

верхний слой (смешанный грунт) - 100 Ом м;

нижний слой (смешанный грунт) -60 Ом м;

в) климатическая зона III;

г) размеры территории подстанции, занятой оборудованием, составляют 3238.5 м [1];

д) в качестве естественного заземлителя предполагается использовать систему трос - опоры трех подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ на железобетонных опорах с длиной пролета ВЛ - 200 м; каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением 50 мм2; сопротивление заземления одной опоры RОП = 12 Ом; число опор с тросом на каждой линии больше 20.

Если заземляющее устройство подстанции используется для нескольких напряжений электроустановки, то наименьшим требуемым сопротивлением является 0,5 Ом (для сетей с большими токами замыкания на землю, т.е. 110 кВ).

Сопротивление естественного заземлителя для одной линий определяем по формуле:

где RT = RT0 *Lпрол. - удельное сопротивление троса С-50 составляет 2,8 - 3,7 Ом/км; принимая среднее значение RT0 = 3,0 Ом/км, получаем для Lпрол = 0,2 км, Rm = 3,0·0,2 = 0,6 Ом.

Для трех линий с тросами сопротивление естественного заземлителя будет:

Требуемое сопротивление искусственных заземлителей, найденное по формуле:

где: R3y - требуемое ПУЭ сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Вначале рассмотрим искусственный заземлитель в виде контура, охватывающего установку по ее периметру. Периметр контура определяется, если учесть, что проводники контура удалены от ограды на 2 м, т.е.

П = 2*(32 - 2*2) + 2*(38,5 - 2*2) = 125 м 8.9.

По условиям механической прочности и устойчивости против коррозии в земле применяют полосы толщиной не менее 4 мм, круглую сталь - диаметром не менее 10 мм. Наиболее распространенными горизонтальными заземлителями являются полосы 404 мм и круглая сталь диаметром 10-16 мм.

Сопротивление RГ уголка 60606 мм длиной L=3м

уложенного на глубине t = 0,7 м (без учета коэффициента использования), составит:

где  = 100 Ом·м; Кмакс = 2 для III климатической зоны.

Если учесть коэффициент использования горизонтального заземлителя, ориентировочно принятый равным ηг = 0,27, то сопротивление контура из горизонтального заземлителя RКГ составит:

В качестве вертикальных электродов примем уголки 60606 мм длиной L = 3м и распределим их по периметру горизонтального заземлителя через 4м, тогда их число составит:

Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей (без учета горизонтального контура) составит:

Сопротивление растеканию одного стального уголка 60x60х6 мм длиной 3 м, верхний конец которого находится на глубине 0,7 м, в III климатической зоне (Кмакс = 2) при dЭKB = 0,95b = 0,95·0,06 = 0,057 м, составит:

где: р - удельное сопротивление грунта, Ом-м; - длина электрода, м; - внешний диаметр электрода, м;

t - глубина заложения, м; - ширина полосового электрода, м.

Находим коэффициенты использования проложенных полос:

Тогда уточненное сопротивление горизонтального контура в ряду из уголков составит:

Сопротивление контура из 21 вертикальных электродов:

Общее сопротивление искусственного заземлителя:

Полученное значение RОБЩ-И меньше требуемого (1,82 Ом).

Учтем сопротивление заземляющей сетки из продольных и поперечных полос. Произведем расчет продольных и поперечных полос для выравнивания потенциалов и присоединения аппаратов и конструкций. Число продольных полос - 8 при их длине 32 м и среднем расстоянии между ними - 4 м. Полоса 40х4 мм.

Сопротивление одной продольной полосы 40х4 мм длиной 3 м, который находится на глубине 0,7 м, в III климатической зоне (Кмакс = 2) при dЭKB = 0,95b = 0,95·0,04 = 0,038 м определенное по формуле:

Коэффициент использования 8 полос, расположенных на расстоянии в среднем 4 м друг от друга, составит ηпр ~ 0,4, поэтому сопротивление продольных полос с учетом экранирования будет равно:

Число поперечных полос длиной 38.5 м - 10 при среднем расстоянии между ними - 4 м.

Сопротивление одной поперечной полосы:

Коэффициент использования поперечных полос ηпоп ~ 0,38. Сопротивление поперечных полос с учетом экранирования:

Суммарное сопротивление растеканию продольных и поперечных полос

Общее сопротивление искусственных заземлителей состоит из RКГ, RКВ и RПОЛ:

Расчетное значение сопротивления заземляющего устройства подстанции с учетом естественных заземлителей составит:

Сопротивление заземляющего устройства подстанции удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Рис. 9.1

Если учесть, что при расчетах не учтены заземленные оболочки кабелей, железобетонные фундаменты оборудования, дополнительные вертикальные электроды молниезащиты, то реальное сопротивление заземляющего устройства будет еще меньше.

9.7 Особенности тушения пожара в электроустановках

Горючими веществами и материалами в электроустановках являются в основном органические материалы - бумага, пряжа, ткани, резина, пластмассы, минеральное масло и др. Горение их обычно сопровождается значительным выделением дыма и газообразных продуктов разложения, часто имеет вид тления. Минеральное масло (трансформаторное) и кабельные мастики горят коптящим пламенем со значительным выделением окиси углерода СО, являющейся отравляющим газом.

Если горящая электроустановка почему-либо не отключена и находится под напряжением, то тушение ее представляет дополнительную опасность поражения персонала электрическим током. Поэтому, как правило, приступать к тушению пожара электроустановки можно только после снятия с нее напряжения, Если почему-либо напряжение снять быстро невозможно, а пожар быстро развивается, то допускается тушение пожара электрооборудования, находящегося под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности. Для тушения пожара электрооборудования (маслонаполненных трансформаторов, электрических машин, кабельных линий, проложенных в туннелях, и др.) можно использовать воду (распыленную или компактной струёй), воздушно-механическую пену, инертный газ, порошки и другие огнегасительные средства (накрывание очага горения кошмой, сухим песком и т. п.)

В случае необходимости тушения пожара не отключенного электрооборудования водой из ствола пожарного водопровода во избежание поражения электрическим током через струю воды необходимо соблюдать специальные правила.

Руководство пожарными работами:

) руководителем тушения пожара в электроустановке до прибытия первого пожарного подразделения, вызванного по тревоге, является старший из числа дежурного электротехнического персонала или ответственный за электрохозяйство (главный энергетик, начальник электроцеха). По прибытии пожарного подразделения старший командир принимает на себя руководство тушением пожара;

отключение присоединений, на которых горит оборудование, производится дежурным электротехническим персоналом без предварительного получения разрешения вышестоящего лица, осуществляющего оперативное руководство по эксплуатации электроустановки, но с последующим уведомлением его по окончании операций отключения;

тушение пожаров компактными и распыленными водяными струями без снятия напряжения с электроустановки допускается только в открытых для обзора ствольщика электроустановках, в том числе горящих кабелей при номинальном напряжении до 10 кВ. При этом ствол должен быть заземлен, а ствольщик должен работать в диэлектрических ботах и находиться от очага пожара на расстоянии не менее 3,5 м при диаметре спрыска 13 мм при напряжении до 1 кВ включительно и 4,5 м при напряжении до 10 кВ. При диаметре спрыска 19 мм эти расстояния увеличиваются соответственно до 4 и 8 м, разрешается для тушения электрооборудования, находящегося под напряжением, применять морскую и сильно загрязненную воду. Тушение пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением, всеми видами пен, с помощью ручных огнетушителей запрещается, поскольку пена и раствор пенообразователя в воде обладают повышенной электропроводностью. В исключительных условиях при надежном заземлении генератора высокократной пены и насосов пожарных машин разрешается тушение пожаров в электроустановках, находящихся под напряжением до 10 кВ, воздушно-механической пеной;

при пожаре силовой трансформатор должен быть отключен со стороны обеих обмоток, после чего немедленно следует приступить к его тушению любыми средствами (распыленной водой, воздушно- механической пеной, огнетушителями). Горящее минеральное масло не следует тушить компактной струей, во избежание увеличения площади пожара.

10. Организационно-экономическая часть проекта

.1 Расчет стоимости электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год.

Полная стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по формуле;

где: - стоимость потребленной электроэнергии;

 - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах (=ИΔW(ТР-РА)=1495 тыс.руб[раздел 3.11.]).

Стоимость потребленной электроэнергии определяется по формуле;

Где а - основная ставка (а=750 руб/кВт - для U=20-1кВ);

в - дополнительная ставка (в=1,05 руб/кВт∙ч - для U=20-1кВ);

ΣР - суммарная активная мощность предприятия (ΣР=18510 кВт);

ЭГОД - количество потребленной электроэнергии предприятием за год. Потребленная электроэнергия предприятием за год вычисляется по формуле;

потребленная электроэнергия предприятием за год

стоимость потребленной электроэнергии

 

полная стоимость потребленной электроэнергии

10.2 Определение годовой заработной платы рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо привести годовой баланс рабочего времени, а также рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Годовой баланс рабочего времени предоставлен в таблице 10.2.

Таблица 10.1 - Годовой баланс рабочего времени

№	Наименование статей	Значение		Примечание
		дни
1	Календарный фонд рабочего времени	365	8760	расчет ведется на 2005г.
2	Нерабочие дни:
	- праздничные	10	-
	- выходные	104	-
	Всего	114	-
3	Средняя продолжительность рабочего дня	-	8	завод работает по 5-ти дневной неделе
4	Номинальный фонд рабочего времени	251	2008	п.1 - п.2
5	Неиспользуемое время:
	- основного и дополнительного отпуска	36	-
	- отпуска учащихся	1,255	-	0,5% от п.4
	- не выходы по болезни	7,53	-	3% от п.4
	- не выходы в связи с выполнением государственных обязанностей	1,255	-	0,5% от п.4
	- внутрисменные потери	1,255	-	0,5% от п.4
	Всего	47,29	-
6	Действительный фонд рабочего времени	203,7	1629,6	п.4 - п.5
7	Коэффициент использования рабочего года	0,812	-	п.6 / п.4

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле

где: Ni - количество единиц i-го оборудования;

ЕРСi - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

nТi - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;Т - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =1,2ч).

Трудоемкость средних ремонтов вычисляется по формуле;

где: nСi - количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год; С - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =7ч).

Число рабочих мест для эксплуатационного персонала рассчитывается по следующей формуле:

гдеΣЕРС - суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия (ΣЕРС=1905);

К - норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящиеся на одного человека (К принимается равным 800).

Таблица 10.2 - Расчетные трудоемкости элементов схемы электроснабжения

№	Наименование элементов схемы электроснабжения	Единица	Количество	ЕРС на ед. оборудования	ΣЕРС	Количество текущих ремонтов	Количество средних ремонтов за год		Трудоемкость текущих ремонтов, ТТР,ч			Трудоемкость средних ремонтов, ТСР,ч		Суммарная трудоемкость, ΣТ,ч
1	Трансформатор ТДН-16000/110	шт.	2	51	102	1		0		122,4			0	122,4
2	ОПН	шт.	8	1	8	1		0		9,6			0	9,6
3	Ячейка ввода или отходящих линий	шт.	8	11	88	1		0		105.6			0	105.6
4	Ячейка трансформатора собственных нужд	шт.	2	11	22	1		0		26,4			0	26,4
5	Ячейка трансформаторов напряжения	шт.	6	12,5	75	1		0		90			0	90
7	Ячейка с выключателем нагрузки	шт.	19	7	133	1		0		159.6			0	159.6
8	Трансформаторы тока	шт.	56	1	56	1		0		67.2			0	67.2
9	КУ	шт.	4	7	28	4		2		134.4			392	526,1
10	ТП 400 кВ∙А	шт.	1
	ТП 1000 кВ∙А	шт.	2
	ТП 1600 кВ∙А	шт.	1
	ТП 2500 кВ∙А	шт.	4
	трансформаторы	шт.	18	8	144	1		0			172,8		0	172,8
	шкаф вводной	шт.	18	12	216	6		3			1555,2		4536	6091,2
	шкаф линейный	шт.	72	13,5	972	6		3			6998,4		20412	27410,4
	шкаф секционный	шт.	9	12	108	6		3			777,6		2268	3045,6
11	Кабельная линия 10 кВ АСБ сечением:
	95 мм2 и выше	км	4,16	6	24,96	4		2			99,84		349,44	449,28
	ИТОГО:				1905						10232,6		27957,44	38190,04

Явочная численность эксплуатационного персонала вычисляется как

где: nСМ - количество рабочих смен в течении суток для расчетного предприятия (для данного промышленного предприятия nСМ принимается равным 2).

явочная численность эксплуатационного персонала

Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле;

где: КИРГ - коэффициент использования рабочего года (КИРГ=0,812 - см. таблицу 10.1).

суточная численность обслуживающего персонала

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов рассчитывается по формуле

где; ΣТ - суммарная трудоемкость электрохозяйства предприятия (ΣТ приведена в таблице 13.2 и равна 38190,04 ч);

ФД - действительный фонд рабочего времени (ФД=1629,64 ч - см. таблицу 10.1);

КВН - коэффициент выполнения нормы (КВН принимается равным 1,1).

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов

Основная заработная плата рабочих эксплуатационников вычисляется по формуле;

где: βПР - коэффициент, учитывающий премиальные выплаты (bПР = 1,1);

КТ = 15% - коэффициент трудоёмкости;

Зi - часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 17 руб за час)

основная заработная плата рабочих эксплуатационников

Дополнительная заработная плата составляет 50% от основной заработной платы;

дополнительная заработная плата

Основная заработная плата ремонтных рабочих будет определяться по формуле:

где: Зi -часовая тарифная ставка (для 4-го разряда составляет16 руб за час).

Основная заработная плата ремонтных рабочих

Дополнительная заработная плата ремонтных рабочих берется из расчета 50%-ов от основной заработной платы

дополнительная заработная плата ремонтных рабочих

Общий годовой фонд по рабочим рассчитывается как

общий годовой фонд по рабочим

Полный годовой фонд заработной платы ИТР вычисляется по формуле:

где: ОКi - должностные оклады (на предприятии работают главный энергетик и два мастера: главный энергетик - ОК = 8300руб, мастер ОК=7000руб).

полный годовой фонд заработной платы ИТР

Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия определяется по формуле:

общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия

.3 Определение годовых отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды.

Расчет отчислений на социальные нужды производится по следующей формуле:

где: aСН - норма отчислений на социальные нужды (aСН принимается равной 26,2%).

Отчисления на социальные нужды

10.4 Определение годовых амортизационных отчислений на реновацию

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:

где: НРЕНАi - норма амортизационных отчислений на реновацию:

для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ- НРЕНА=3,5 %;

для синхронных и асинхронных двигателей - НРЕНА=5,3 %;

для силовых кабелей - НРЕНА=4 %;

Кi - капитальные затраты на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети. Расчет данных капитальных затрат приведен в таблице 10.3.

Таблица 10.3 - Расчет капитальных затрат на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети

№	Наименование оборудования	Количество оборудования, шт./км	Стоимость единицы оборудование, тыс.руб (на1.01.2005г.)		Общая стоимость оборудования, тыс.руб
1	ТДН-110/10-16000 кВ∙А	2	3000	6000
2	ТП
	2х400 кВ∙А	1	368,55	368,55
	2х1000 кВ∙А	2	408	816
	2х1600 кВ∙А	1	452,16	452,16
	2х2500 кВ∙А	4	498,45	1993,8
3	ТСН	2	120	240
4	Трансформатор напряжения НКФ-110	2	70	140		Трансформатор напряжения НТМИ-10	4	26,96	107,84
6	Трансформатор тока ТФЗМ-110-1-У1	18	46,67	840,06
7	Трансформатор тока ТЛ-10-У3	38	19,349	735.26
8	Выключатель ЯЭ-110	3	133,3	400
9	Выключатель ВВЭ-10	19	80,67	1532.73
10	ОПН-110	4	185,22	370,44
11	ОПН-10	4	6,1	18,5
12	КЛ-АСБ сечением:
	95 мм2 и выше	4,16	316,65	1314
	ИТОГО			15329.34

Годовые амортизационные отчисления на реновацию

10.5 Определение годовых отчислений в ремонтный фонд

Годовые отчисления в ремонтный фонд определяются по формуле

Где НК.РЕМА - норма амортизационных отчислений в ремонтный фонд (принимается равной 2,9%).

∑К - общие капиталовложения в электротехническое оборудование и внутризаводские сети (∑К = 15329.34тыс.руб).

годовые отчисления в ремонтный фонд:

.6 Расчет стоимости материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год

Стоимость затрат на материалы определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования

где: αМ - норма отчислений на расходуемые материалы при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия (αМ принимается равной 60%);

ИОЗ.П.І - годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих.

Годовые отчисления на основную заработную плату вычисляются по формуле:

годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих:

Стоимость материалов:

10.7 Определение прочих ежегодных затрат

Величина прочих затрат определяется по формуле:

где: αПР. - норма отчислений на прочие затраты (αПР. принимается равной 25%).

прочие ежегодные затраты

10.8 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия

Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой

Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия

10.9 Расчет удельной величины энергетической составляющей себестоимости продукции

Результаты расчетов и затрат сводятся в таблицу 10.4. и определяются суммарные затраты промышленного предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.

Таблица 10.4 - Расчет суммарных затрат

Наименование	Величина затрат, тыс. руб	В % к итогу
Стоимость потребленной электроэнергии за год		98,43%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР		0,64%
Годовые отчисления на социальные нужды		0,16%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию		0,2%
Годовые отчисления в ремонтный фонд		0,16%
Стоимость расходуемых материалов		0,23%
Прочие ежегодные затраты		0,18%
Итого (ИΣ)		100,00%

Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции рассчитывается по формуле

удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции

10.10 Калькуляция 1 кВт*ч внутризаводской себестоимости потребляемой электроэнергии

Экономичность, а следовательно, и правильность выполнения планирования и организации работ по обслуживанию системы электроснабжения можно оценить по внутризаводской себестоимости электроэнергии.

. Основная ставка по тарифу

. Дополнительная ставка по тарифу (с учетом НДС) руб./кВт*ч

. Основная плата по тарифу определяется по формуле:

где Nгод max - годовой максимум нагрузки предприятия ( 18510 кВт )

 = 750 * 18510 = 13882,5 тыс. руб.

.Дополнительная плата по тарифу определяется по формуле:

где  - количество электроэнергии, получаемой из энергосистемы

 

. Итого плата за получаемую электроэнергию:

. Годовые эксплуатационные расходы на содержание схемы электроснабжения: = 198 тыс. руб. в ценах 2005 года, переведем в цены 2010 года умножив на Куд=1,51 = 198 *1,51=300 тыс. руб

. Всего годовых затрат:

. Расход электроэнергии на собственные нужд, потери электроэнергии 5% от количества электроэнергии, получаемой из энергосистемы:

. Количество электроэнергии, переданное на производственные нужды и освещение:

. Внутризаводская себестоимость 1 кВт*ч потребляемой электроэнергии:

Результаты расчетов сведены в табл. 10.5.

Таблица 10.5 - Калькуляция 1 кВт*ч внутризаводской себестоимости потребляемой электроэнергии

№ п/п	Показатели и статьи расходов	Ед. изм.	Абсолютная величина показателя
1	2	3	4
1	Основная ставка по тарифу	руб./кВт	750
2	Дополнительная ставка по тарифу	руб./кВт*ч	1,05
3	Основная плата по тарифу	тыс. руб.	13882,5
4	Дополнительная плата по тарифу	тыс. руб.
5	Количество электроэнергии, получаемой из энергосистемы	тыс. кВт*ч
6	Годовой максимум нагрузки предприятия или оплачиваемая присоединенная мощность	кВт	18510
7	Итого оплата за получаемую электроэнергию	тыс. руб.
8	Годовые эксплуатационные расходы на содержание схемы электроснабжения	тыс. руб.	300
9	Всего годовых затрат	тыс. руб.
10	Расход электроэнергии на собственные нужды	тыс. кВт*ч
11	Количество электроэнергии, переданное на производственные нужды и освещение	тыс. кВт*ч
12	Внутризаводская себестоимость 1 кВт*ч, потребляемой электроэнергии	руб./кВт*ч

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном проекте рассматривалась электрическая подстанция напряжением 110//10 кВ, которая находится на территории литейного завода. Оценены существующие потребители и найдены их расчетные мощности.

При выборе трансформаторов подстанции и схемы электроснабжения основное внимание уделялось надежному и бесперебойному электроснабжению потребителей. Учитывая напряжение системы, а также удаленность и мощность потребителей, и все перечисленные факторы, на подстанции принимаем к установке два трансформатора ТДН-16000/110/10.

Рассчитаны токи трехфазного короткого замыкания на шинах 110 и 10 кВ.

Распределительные устройства принимаем открытыми по схеме мостик с выключателем в цепи трансформатора. Выбранные схемы соответствуют надежному и бесперебойному электроснабжению.

По нагрузкам собственных нужд подстанции, выбраны трансформаторы собственных нужд марки ТМ-160/10/0,4.

Был проведен выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры.

Разработана система релейной защиты и автоматика для силового трансформатора.

Изложен материал по безопасности жизнедеятельности проекта и экологии. Произведен расчет защитного заземления и молниезащиты подстанции.

Определена сметная стоимость схемы электроснабжения и произведено сетевое планирование строительно-монтажных работ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

2.       Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для студентов высших учебных заведений/Б.И. Кудрин. - М.: Интермет Инжиниринг, 2005. - 672 с.

.        Федорова, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.-2-е изд., перераб. и доп./ А.А. Федорова, П.А. Сербиновский. - М.: Энергия, 1980.-576 с.

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

.        Старкова Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения / Л.Е. Старкова, В.В. Орлов. Учеб. пособие - Изд. 3-е перераб. и доп./ Л.Е Старкова.- Вологда: ВоГТУ, 2002.-36 с.

.        Коновалова Л.Л. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. / Л.Л. Коновалова, А.Д Рожкова. - М.: Энергоатомиздат, 1989 - 528 с.

.        Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

.        Левицкий В.Н. Механическая часть воздушных линий электропередачи. Учеб. пособие для вузов / Исмаилов Т.А. Левицкий В.Н. Махачкала: Даггостехуниверситет, 2005. - 82 с.

.        Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. / М.А Шабад. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 144 с.

.        Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для ВУЗов / Андреев В.А. - М.: Изд. Высшая школа, 2003. - 639 с.

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

.        Ильяшов В. П. Комплектные конденсаторные установки. М. «Энергия» 1968. 88 с.

.        Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 - 1150 кВ. - М.: НТФ "Энергопрогресс", 2003. - 32 с.