Большая коллекция рефератов

Главная Контакты
Главное меню Главная Биология и химия Хозяйственное право Цифровые устройства Мировая экономика МЭО Немецкий Неопределено Основы права Этика эстетика Не Российское законодательство Нотариат Общениеэтика семья брак Охрана окружающей среды экология Иностранные языки и языкознание История и исторические личности Коммуникации связь цифровые приборы и радиоэлектроника Краеведение и этнография Кулинария и продукты питания Маркетинг реклама и торговля Счетчики Реклама Реконструкция электроснабжения г. Барнаула Реконструкция электроснабжения г. Барнаула Министерство образования Российской Федерации АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. И.И.ПОЛЗУНОВА Кафедра  "Электроснабжение промышленных предприятий"                        УДК   621.315                                              Допустить к защите в ГАК                                                                 Зав. кафедрой _______________                                                           ”__”                             2003 г. РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ВОСТОЧНОГО РАЙОНА ГОРОДА БАРНАУЛА ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ  ДП 100401.33.000  ПЗ         обозначение документа Дипломник группы     Э – 82                                                        М.Н. Петухов подпись                                     и.о., фамилия Руководитель проекта                   доцент                                                                    А.Р. Упит  должность, ученое звание               подпись    и.о., фамилия Консультанты:  ________________________­­­­­ Орг.-экон.  — ст. препод., к.э.н.                                         О.Л. Никитина  раздел проекта      должность, ученое звание     подпись         и.о., фамилия Охрана труда — доцент, к.т.н.                                                Е.Н. Авдеев БАРНАУЛ 2003 Реферат В дипломном проекте использовано Х источников, 3 рисунков, Х таблиц. В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула. На основании исходных данных проведен расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом. Определен центр электрических нагрузок. И решен вопрос о месте расположения ГПП. Построены графики электрических нагрузок, произведен выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП. Рассчитаны токи короткого замыкания на стороне выше 1000 В, выбрана высоковольтная аппаратура и кабели. Произведен расчет потребного количества огнетушащих средств для тушения пожаров, выполнен экономический расчет затрат на реконструкцию. Специальным вопросом рассмотрена “Микропроцессорная система дуговой защиты КРУ напряжением 6-10 кВ”. Введение Непрерывный рост городов и численности их населения вызывает увеличение потребления электрической энергии. Огромные масштабы жилищного и промышленного строительства, осуществленного в городах, обуславливает необходимость непрерывного развития и совершенствования городских электрических сетей, являющихся связующим звеном между источниками и городскими потребителями электроэнергии. В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении. Решение ряда этих вопросов рассматривается в данном дипломном проекте. Предпринята попытка выявления оптимального варианта, на основе требований ПУЭ, ПТЭ и ТТБ, реконструкции схемы электроснабжения промышленного узла одного из районов. Поводом для решения этой задачи явилось: 1)                нерациональное расположение главной понижающей подстанции по отношению к потребителям; 2)                положение о том, что в качестве основного напряжения для городских сетей среднего напряжения в России принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ; 3)                и наконец, принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является выгоднейшее число трансформаций энергии, т.е. количество ее преобразований между напряжением 110 кВ и 10 кВ. Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Это является причиной отказа от применения в проектируемых сетях и системах электроснабжения городов этого напряжения и ликвидации его сетей в тех городах, где они существовали ранее. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ. 1 Определение расчетных электрических нагрузок 1.1   Краткая характеристика потребителей  электрической энергии Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены двумя группами: промышленные потребители и коммунально-бытовые потребители. Котельный завод специализируется на выпуске котлов малой мощности. Значительная часть их идет на экспорт. Производство осуществляется в две смены. Характерен резкопеременный график электрических нагрузок. Перерыв в электроснабжении предприятия повлечет за собой массовый недоотпуск продукции, простой оборудования и крупные штрафы за недопоставку продукции на договорной основе. В связи с вышеизложенным, и согласно требованиям ПУЭ котельный завод отнесен по степени надежности электроснабжения к потребителям первой категории. Маслосыркомбинат (МСК) специализируется на выпуске сыров и другой молочной продукции. Режим работы трехсменный. График электрических нагрузок по часам суток и временам года относительно равномерный. Перерыв в электроснабжении повлечет за собой недовыпуск и массовую порчу продукции. По степени бесперебойности электроснабжения МСК отнесен к первой категории. Элеватор выполняет заготовительные функции (прием, подработка, хранение и отпуск зерна). Характеризуется переменным графиком электрических нагрузок по временам года. В период заготовки зерна (август, сентябрь, октябрь) максимальное использование мощности установленного оборудования. Перерыв в электроснабжении в этот период влечет за собой не только простой собственного оборудования элеватора, но и транспортных средств доставки зерновых культур с полей. Кроме того, простой зерносушильных агрегатов при наличии высокой влажности зерна, ведет к резкому ухудшению бесперебойности последнего. Предприятие по степени бесперебойности электроснабжения отнесено к потребителям II категории. Моломаш. Основное направление – производство аппаратов, машин и оборудования для хранения и переработки молока и молочных продуктов. Режим работы предприятия двухсменный. Электроприемников I категории нет. Перерыв в электроснабжении связан с существенным недовыпуском продукции, простоем людей и механизмов. По степени бесперебойности в электроснабжении Молмаш относится к потребителям II категории. Показатели бесперебойности электроснабжения, приведенные для завода Молмаш характерны и для фанерно-спичечного комбината (ФСК), Маслоэкстрационного завода (МЭЗ), Авторемзавода (АРЗ). Потребители распределительной городской сети (РП-5, РП-8, ТП-6) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 9 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, предприятия общественного питания, магазины, детские дошкольные учреждения, школы, автовокзал. Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности. 1.2   Определение расчетных осветительных нагрузок по 2 цеху элеватора и МИС Расчетную нагрузку осветительных нагрузок приемников определяем по установленной мощности и коэффициенту спроса: ,                                                                             (1.1) где  - коэффициент спроса для освещения, принимаемый по справочным данным [2]          - установленная мощность приемников электрического освещения, находится по формуле [2]. ,                                                                                 (1.2) где  - удельная нагрузка по площади пола;         - площадь пола здания, сооружения, определяемая по генплану. Производим расчет осветительной нагрузки для механической мастерской. Тип применяемых светильников ОДРЛ. Высота подвеса 4 м. Требуемая освещенность 200 лх, согласно [3]. По таблице [4] для принятого типа светильников определяем удельную мощность = 11,2 Вт/м2. Отсюда имеем: =11,2 × 800 = 8,96 кВт =8,96 × 0,7 = 6,27 кВт Аналогично рассчитываем осветительную нагрузку для каждого здания. При этом учитываем этажность зданий и сооружений. Производственно-бытовой корпус (ПБК) – 3 этажа, рабочая башня (элеватор) – 6, рабочая башня (МИС) – 5, лабораторный корпус – 2, бытовой корпус – 2, столовая – 2, стенд конвейеров, административное здание – 2, зерносушилка – 4, в силкорпусах освещению подлежат верхняя и нижняя транспортная галереи. Результаты расчетов заносим в таблицу 1.1. Таблица 1.1 № по генплану Наименование Потребителей Осветительная нагрузка   F, м2 , Вт/м2 , кВт , кВт   1 2 3 4 5 6 7   1 Склад 230 18,8 4,3 0,7 3,0   2 Мех. Мастерская 800 11,2 8,96 0,7 6,27   3 Бытовой корпус 240 5,7 1,4 0,6 0,8 4 Приемная башня 96 9,5 0,9 0,8 0,7 5 Насосная 92 6,2 0,6 0,85 0,5 6 ПБК 1596 4,5 7,2 0,6 4,3 7 Рабочая башня 160 8,1 1,3 0,8 1,0 8 Стенд конвейеров 512 8,1 4,1 0,8 3,3 9 Зерносушилка 312 8,1 2,5 0,8 2 10 Рабочая башня 1344 12,1 16,2 0,8 12,9 11 Силкорпус 1 960 11,7 11,2 0,8 8,9 12 Силкорпус 2 960 11,7 11,2 0,8 8,9 13 Силкорпус 4 1200 11,7 14,0 0,8 11,2 Освещение территории 20802 5 104 1,0 1.3   Определение расчетных максимальных электрических нагрузок по 2 цеху элеватора В основу расчета положен метод упорядоченных диаграмм [1]. Данный метод является основным при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения. Распределительные пункты РП-1, РП-2, РП-3, РП-4 рабочего здания стендов (РЗС) питаются отдельными линиями от распределительного шкафа трансформаторной подстанции (ТП). Отсюда же запитан ряд РП других подразделений предприятия. Определяем расчетные максимальные нагрузки на каждом РП. Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.2. Расчет выполняем в следующем порядке. Определяем суммарную номинальную мощность , подключенную к РП-1, которая составляет 525 кВт; отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника  к номинальной мощности наименьшего  имеет следующие значения >3. Для группы электроприемников по таблице [5] принимаем значение  0,6 и по значению cos j находим tg j. Определяем активную и реактивную нагрузки (средние) за наиболее загруженную смену:  = 0,6 × 525 = 315 кВт                                                       (1.3)  = 315 × 1 =315 кВт                                                     (1.4) Т.к. m>3 и  0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников определяем по формуле:                                                                     (1.5) в зависимости от  и по таблице [5] находим коэффициент максимума Км =1,2, по которому определяем максимальную активную мощность на питающей линии          1,2 × 315 = 378 кВт максимальная реактивная мощность мощность при >10 равна           = 315 квар                                                                                   определим полную расчетную мощность           кВА                                 максимальный расчетный ток в питающей линии составит  А                                                     (1.6)          Аналогичнй расчет производим для всех групп электроприемников (ЭП). ЭП, работающие эпизодически и кратковременно (перекидные клапаны, подбункерные задвижки) при определении нагрузок не учитываются. Для ЭП длительного режима работы (порт, транспортеры и т.п.) номинальная активная мощность Рном = Руст. Для ЭП с повторном кратковременным режимом работы (сварочные аппараты и т.д.) номинальную мощность, указанную в паспорте, приводим к ПВ=1 по формулам для сварочных трансформаторов  кВт                        (1.7) Таблица 1.2 – Определение расчетных нагрузок по 2 цеху элеватора Наименование питания и групп электроприемников Количество рабочих приемников Установленная мощность, приведенная к ПВ=1, кВТ Коэффициент использования Ки Средняя нагрузка за max загруженную смену Эффективное число электроприемников nэ Коэффициент максимума Км Максимальные нагрузки Расчетный ток, Ip,, А   Pсм, кВт Qсм, квар Рр, кВт Qp, квар Sp, кВА   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15   РП-1 Ленточные транспортеры 15 35 525 >3 0,6 315 315 14 1,2 378 315 492 748,4   РП-2 Ленточные и цепные транспортеры, таль, тележки 35 9 8,4 2,7 295 24 >3 0,6 0,35 0,7/1 0,6/1,33 177 8,4 177 11,7   Итого по РП-2 44 7,25 319 >3 0,58 0,69/1,02 185,4 188,17 44 1,11 205,8 188,17 278,8 424,2   РП-3 Скребовые транспортеры 5 5,5 27,5 0,6 0,55/1,51 16,5 24,91 Зерноочистительное оборудование (триера, сепараторы) 22 10,8 239 0,6 0,8/0,75 143,4 107,5 Аспирационное оборудование (вентиляторы, затворы шлюзные) 20 5,05 101 0,65 0,8/0,75 65,65 49,23 Итого по РП-3 47 7,8 367,5 >3 0,61 0,78/0,8 225,5 181,69 43 1,12 252,6 181,69 311,16 473,31 Итого: силовые приемники 198 1211,5 1211,5 0,6 0,73/0,94 725,95 684,86 836,4 684,86 1106,2 Осветительные 40,6 32,4 32,4 Всего по РЗС 1252,1 758,35 684,86 868,8 684,86 1106,2 РП-4 Вентиляторы 8 17,37 139 >3 0,65 0,8/0,75 90,35 67,76 8 1 90,35 67,76 112,9 Освещение 0,5 0,4 0,4 Итого по РП-4 139,5 90,75 67,76 90,75 67,76 113,25 172,23 РП-5 Ленточные транспортеры 6 9,3 5,6 >3 0,6 0,7/1 33,6 33,6 Триера 4 5,5 22 0,6 0,8/0,75 13,2 9,9 Итого 10 7,8 78 >3 0,6 0,73/0,9 46,8 43,5 9 1,28 59,9 47,85 76,66 Вентиляторы 2 4 8 0,65 0,8/0,75 5,2 3,9 1 5,2 3,9 6,5 Освещение 1,3 1,0 1,0 Всего по РП-5 86 0,74/0,89 53 47,4 66,1 51,75 83,9 127,68 Лабораторный корпус Лабораторное оборудование (моечные машины, шелушитель) 5 2,26 11,3 0,25 0,8/0,75 2,85 2,11 Испытательный стенд 2 14 28 0,5 0,8/0,75 14 10,5 Печь сопротивления, сушильный шкаф 2 16 32 0,7 0,95/0,33 22,4 7,39 Итого 9 7,9 71,3 >3 0,55 0,88/0,52 39,25 20,29 6 1,47 57,69 22,3 61,85 Компрессор, сантехнические вентиляторы 5 5,9 29,5 0,8 0,8/0,75 23,6 17,7 23,6 17,7 Итого: силовое оборудование 14 100,8 62,85 37,99 81,29 40,02 90,61 Освещение 5,0 3,0 3,0 Всего по лабораторному корпусу 05,8 65,85 37,99 84,29 40,02 93,31 141,94 ПБК Металлорежущие станки (токарные, строгальные, фрезерные) 8 6,97 55,8 0,14 1,3 0,6/1,33 7,81 10,33 Деревообрабатывающие станки 2 13,5 27 0,16 0,6/1,33 4,32 5,74 Сварочные трансформаторы (Sпаст=32 кВА, ПВ=0,25) 2 8,8 17,6 0,35 0,55/1,51 6,16 9,3   Итого 12 8,36 100,4 >3 0,18 0,58/1,38 18,29 25,36 12 1,75 32 25,36   Сантехнические вентиляторы 8 3,25 26 0,8 0,8/0,75 20,8 15,6 20,8 15,6   Итого 20 1 122,9 44,22 48,88 52,8 40,96   Освещение 7,2 4,3 4,3   Всего по ПБК 130,1 48,52 48,88 57,10 40,96 70,27 106,89   РП-6 (РБ)   Транспортеры, шнеки, нории 25 16,12 403 0,6 0,7/1 241,8 241,8   Сепараторы, триера 12 10,6 128 0,6 0,8/0,75 76,8 57,6   Шлюзовые затворы 10 6,4 64,4 0,65 0,8/0,75 41,86 31,39   Итого: силовые электроприемники 547 1,09 595,4 >3 0,61 0,74/0,91 360,46 329,99 22 1,15 415,68 329,9 530,7   Осветительные, включая силкорпуса 1, 2, 3 49,8 39,6 39,6   Всего по РБ 645,2 400,06 329,99 455,28 329,99 562,99 856,38   Зерносушилка РП-7 Транспортеры 3 17 51 0,6 0,7/1 30,6 30,6 Вентиляторы (технол.) 5 16 80 0,65 0,8/0,75 52 39 Вентиляторы высокого давления 2 3,5 7 0,8 0,8/0,75 5,6 4,2 Вентиляторы (аспир.) 4 5,5 22 0,65 0,8/0,75 14,3 10,72 Итого: силовые электроприемники 14 11,4 160 >3 0,64 0,77/0,82 102,5 84,52 15 1,18 120,9 84,52 147,5 осветительные 2,5 2 2 Всего по зерносушилке 162 162,5 104,5 122,9 84,52 149,2 226,95 Силкорпус №4, РП-8 Транспортеры, нории 8 28,5 228 >3 0,6 0,7/1 136,8 136,8 6 1,37 187,41 150,48 Вентиляторы (аспир.) 4 4,0 16 0,65 0,8/0,75 10,4 7,8 10,4 7,8 Итого 12 244 147,2 144,6 197,81 158,28 253,35 Освещение 14,0 11,2 11,2 Всего по силкорпусу 258 158,4 144,6 209,1 458,2 262,18 398,8 Механическая мастерская   Металлорежущие станки (токарные, фрезерные, сверлильные) 5 6,6 33 0,2 0,6/1,33 6,6 8,78   Таль (Рпасп=7,5 кВт; ПВ=0,4) 1 4,7 4,7 0,5 0,6/1,33 2,35 3,12   Сварка (Sпасп=64 кВА) 1 17,05 17,05 0,35 0,55/1,51 5,97 9,01   Итого 7 7,8 54,75 >3 0,27 0,57/1,44 14,92 20,91 6 1,88 28,05 23   Вентиляторы (сантех.) 2 5 10 0,65 0,8/0,75 6,5 4,87 6,5 4,87   Итого: силовые электроприемники 9 64,75 21,42 25,78 34,55 24,87   осветительные 8,96 6,27 6,27   Всего по механической мастерской 73,71 27,69 25,78 40,82 27,87 49,42 76,17   Прием с автотранспорта и приемная башня   Автомобилеразгрузчик 6 18 108 0,35 0,55/1,51 37,8 57,08   Нории, транспортеры 6 10,6 64 0,6 0,7/1 38,4 38,4   Итого 12 14,33 172 >3 0,44 0,62/1,25 76,2 95,48 12 1,32 100,58 95,48   ентиляторы (асп.) 2 4 8 0,65 0,8/0,75 5,2 3,9 5,2 3,9   Итого: силовые электроприемники 14 180 81,4 99,38 105,78 99,38 145,14   осветительные 3,3 2,6 2,6   Всего по ПБ 183,3 94,0 99,38 108,38 99,38 147,04 223,67   Насосная   Насосы 2 10 20 0,7 0,8/0,75 14 10,5 14 10,5 17,5   Освещение 0,6 0,5 0,5   Всего 20,6 14,5 10,5 14,5 10,5 17,9 27   Столовая   Электрические печи 3 5 15 0,6 0,95/0,33 9 2,97   Водогрейный бак 1 13 13 0,7 0,95/0,33 9,1 3   Итого: силовые электроприемники 4 7 28 <3 0,65 0,95/0,33 18,1 5,97 4 1,4 25,34 6,56   осветительные 6,2 5,6 5,6   Всего 34,2 23,7 5,97 30,94 6,56 31,63 48,11   Осветительные электроприемники по позициям 1, 4, 5, 8, 10, 15, 18, 24 генплана и территории 133,9 133,46 125,06   Всего на стороне НН без компенсации 3224 0,61 196,38 1587,67 2273,9 1602,4 2781,8 4231,62   1.4  Определение расчетной нагрузки по району электроснабжения в целом Определим расчетные нагрузки методом упорядоченных диаграмм. Для этого суммируем количество фактически установленных рабочих приемников предприятия, их номинальные мощности, выбираем номинальную мощность наибольшего приемника, выбираем средневзвешанный коэффициент использования, характерный для данной отрасли предприятия, вычисляем средние нагрузки узла, определяем nэ и Км, а затем Pp и QP. Суммируем установленные мощности и расчетные нагрузки. Суммируем расчетные активные и реактивные потери мощности в рабочих трансформаторах, входящих в узел. Потери мощности трансформаторов ТП предприятий ориентировочно принимаем равными , . . Для узла элеватор – МИС PP=2273,9 кВт; QP = 1602,45 квар; PP.O = 242,33 кВт. Тогда   кВА;  = 0,02× 2681,87 = 55,78 кВт;  = 0,1× 2681,87 = 287,91 квар. Аналогичный расчет производим для остальных предприятий. Данные расчетов заносим в таблицу 1.3. Суммарные расчетные нагрузки промышленных потребителей равны:  кВт;  квар. Суммарные нагрузки трансформаторных подстанций городской распределительной сети, по данным районных электрических сетей, составляют:                       по РП-8  РТ = 6500 кВт;                    по РП-5 РТ = 4200 кВт;                    по ТП-6 РТ = 3700 кВт. При определении полной мощности распределительных пунктов напряжением 10 кВ в период максимума нагрузки коэффициент мощности принимаем равным 0,93, соответственно tgw = 0,39. Тогда реактивные наргузки составляют по РП-8 QТ = 2535 квар;                    по РП-5 QТ = 1638 квар;                    по ТП-6 QТ = 1554 квар. Расчетные нагрузки распределительных пунктов определяем по формуле: , где  - расчетная нагрузка i-го трансформатора трансформаторной подстанции, присоединенный к данному элементу сети;        - коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок, указанных трансформаторов. При nт = 6 ¸ 10  = 0,8 Для РП-8 PP = 0,8 . 6500 = 5200 кВт, QР = 2028 квар. Для РП-5 PP = 0,8 . 4200 = 3360 кВт, QР = 1310,4 квар. Для ТП-6 PP = 0,9 . 3700 = 3330 кВт, QР = 1298,7 квар. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки по городской распределительной сети равны:  кВт;  квар. Суммарные расчетные нагрузки по району электроснабжения в целом составляют: = 26644, 8 × 0,9 = 23980,32 кВт; = 16980,4 × 0,9 = 15282,36 квар, где 0,9 – коэффициент одновременности максимумов нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Необходимая мощность компенсирующих устройств по району в целом определяем по формуле: , где  = 0,64 (cos j = 0,84) – расчетное значение        = 0,39 (cos j = 0,93) – нормативный коэффициент, заданный энергоснабжающей организацией. Qk.y = 23980,32 (0,64 – 0,39) = 5995,08 квар. В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов, суммарные потери активной мощности которых составляют 0,2 % от . DРk.y = 11,99 кВт. Общая активная мощность с учетом компенсирующих устройств Р = (РР + DРk.y) = 23980,32 + 12 = 23982,32 кВт. Расчетная нагрузка на шинах НН ПГВ (ГПП) с учетом компенсации реактивной мощности  кВА Потери мощности в трансформаторах ГПП = 0,02 × 25727,125 = 514,54 кВт;  = 0,1× 25727,125 = 2572,71 квар. Полная расчетная мощность на стороне ВН ГПП: Расчетный ток на шинах ВН ГПП  А. Таблица 1.3 – Определение расчетных нагрузок по предприятиям
Исходные данные															Расчетные данные
Наименование предприятия				n				Pуст, кВт				åР, кВт			Ки						Рсм, кВт			Qсм, квар			nэ	KM		Pp, кВт	QР, квар	SP, кВА
1				2				3				4			5			6			7			8			9	10		11	12	13
2 цех элеватора – МИС
Силовая нагрузка				359				0,6-75				2952,35			0,58			0,74/0,91			1720,46			1576,9			79	1,18		2273,9	1602,45	2781,87
Осветительная												285,8									242,3									242,3
Итого на стороне НН												3238,2									1962,79			1576,96						2282,87	1602,45	2789,87
Потери в трансформаторе																														55,78	287,91
Итого на стороне ВН																														2338,65	1890,36	3007,11
Завод Молмаш (ТП-2)
Силовая нагрузка				98				4,0-60				1300			0,35			0,85/0,62			455			282,1			43	1,18		536,9	282,1	606,49
Осветительная												20									17									17
Итого на стороне НН												1320									472			282,1						553,9	282,1	621,59
АРЗ
Силовая нагрузка	395				1,5-40				1725				0,25			0,76/0,86			431,25			370,8			86				1,18	508,87	370,87
Осветительная нагрузка									193										464,05											164,05
Итого на стороне НН									1918										595,3			370,8								672,92	370,87	768,35
Потери в трансформаторе																														15,36	76,83
Итого на стороне ВН																														688,28	447,71	821,08
МЭЗ
Силовая нагрузка	325				2,2-55				3540				0,55			0,7/1,02			1947			1885,9			128				1,08	2144,81	1985,94
Осветительная																														61,90	309,54
Итого на стороне ВН																														2436,21	2295,48	3347,29
ФСК
Силовая нагрузка	238				2,2-60				2685							0,54			0,73/0,93			1417,5			1318,27				87	1530,8	1318,27	2128,51
Осветительная									1720										1634											1634
Итого на стороне НН									2790										1557,7			1318,27								1671,15	1318,27	2128,51
Потери в тарнсформаторе																														42,57	212,85
Итого на стороне ВН																														1713,72	1531,12	2298,07
БиКЗ
Силовая нагрузка		1820				4-320				8640				0,45			0,68/1,08			3888			4199,04			54			1,1	4276,8	4199,04
Осветительная										1720										1634										1634
Итого на стороне НН										10360										5544			4199,04							5910,8	4199,04	7250,48
Потери в трансформаторе																														145,01	725,05
Итого на стороне ВН																														6055,8	4924,09	7805,09
Элеватор (3 цех)
Силовая нагрузка		297				2-40				2210				0,61			0,8/0,75			1348,1			1011,07			110			1,07	1442,47	1011,07
Потери в тарнсформаторе																														12,42	62,16
Итого на стороне ВН																														566,32	344,26	662,74
МСК
Силовая нагрузка			211				4-32				2205			0,42			0,75/0,88			926,1			814,97			138			1,06	981,66	814,97
Осветительная											210									178,5										178,5
Итого на стороне НН											2415									1104,6			814,97							1160,16	814,97	1417,79
Потери в трансформаторе																														28,35	141,78
Итого на стороне ВН																														1188,51	956,75	1525,75
Молмаш (ТП-1)			670				2,0-80				3970			0,35			0,85/0,62			1389,5			861,49			99			1,1	1528,45	861,49
Осветительная нагрузка											180									171										171
Итого на стороне НН											4150									1560,5			861,49							1699,45	861,49	1905,3
Потери в трансформаторе																														38,1	190,53
Итого на стороне ВН																														1737,55	1052,02	2031,21

                Продолжение таблицы 1.3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Осветительная

155

131,75

131,75

Итого на стороне НН

2365

1479,8

1011,07

1574,22

1011,07

1870,94

Потери в трансформаторе

37,42

187,09

Итого на стороне ВН

1611,64

1198,16

2008,22

Итого промышленные

Потребители на стороне НН

32366

16453,3

12320,7

14754,6

12343,3

19236,9

Городская распределительная сеть

11890

4637,1

12762,2

Всего по району на стороне НН бе компенсации с учетом Код = 0,9

23980,3

15282,34

28436

с учетом компенсации

23992,3

9287,28

25727,12

Потери в трансформаторе ГПП

514,5

2572,7

Всего на стороне ВН ГПП

24306,8

11860

27225,8

2 Определение центра электрических нагрузок

2.1 Картограмма нагрузок

Геометрическое изображение средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняем с помощью окружностей. В качестве центра окружности выбираем центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии нагрузок. В данном случае предполагаем, что центры нагрузок совпадает с месторасположением ТП и РП потребителей.

Значение радиуса круга находим из условия равенства расчетной мощности  площади круга

                                                                                         (2.1)

где  - радиус круга, мм;

       - масштаб, кВт/мм;

      , отсюда

                                                                                             (2.2)

Силовые и осветительные нагрузки изображаем в виде сектора круга. Угол сектора a определяем из соотношения активных расчетных и осветительных нагрузок предприятия.

Выбираем масштаб m=1 кВт/мм2. Расчетные значения приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Определение центра электрических нагрузок

№ по генплану

, кВт

, м

, м

, мм

, кВт×м

, кВт×м

1

2

3

4

5

6

7

1

2338,65

204

788

27

715627

1842856

2

566,32

1034

914

13

585574

517616

3

1188,51

1274

940

19

151416

117199

4

5200

900

930

41

7020000

4836000

5

1737,55

1300

580

23

2258815

1007779

6

688,28

1080

600

15

743342

412968

7

1713,72

1090

160

23

1867954

274195

8

6055,81

650

480

44

3936276

2906788

9

1611,64

466

358

23

751024

576967

10

2436,21

420

60

28

1023208

146160

11

3330

124

340

33

412920

1132200

На генплане района произвольно наносим оси координат. Координаты ЦЭН района определяем по формулам:

                                                                                     (2.3)

                                                                                        (2.4)

2.2 Определение центра зоны рассеяния

Каждый приемник электроэнергии (ТП, РП, промышленное предприятие) работают в соответствии со своим графиком нагрузки. Нагрузки приемников с течением времени изменяются в соответствии с технологическим процессом производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значение, определенные нагрузками графика.

Рассмотрим приемники электроэнергии района электроснабжения, для каждого приемника существуют графики нагрузок, тогда координаты ЦЭН являются значениями функции времени:

                                                                                 (2.5)

                                                                                               (2.6)

Эти функции описывают перемещения ЦЭН, значения их, вычисленные в дискретные моменты времени t=1, 2, 3…24Т, образуют множество точек, заполняющих некоторую область, которую называют зоной рассеяния ЦЭН.

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

потребителей с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей конденсаторов (НБК) осуществляется одновременно с выбором трансформаторов потребителей электрической энергии, т.е. при выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос об экономически целесообразной мощности реактивной энергии, передаваемой через трансформатор в сеть напряжением 0,4 кВ.

Рассчитаем мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции 2 цех элеватора – МИС, при числе трансформаторов N равное 2.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

,                                                                               (3.1)

где  - число трансформаторов,

      - коэффициент загрузки трансформаторов; принимаем  равным 0,7 (для потребителя 2-й категории).

 кВА

Принимаем к установке два трансформатора мощностью кВА.

Находим реактивную мощность, которую можно предать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

квар                                                 (3.3)

Мощность НБК по первому этапу расчета

                                                                              (3.4)

 1577,3 – 1441,677 = 135,623 квар

Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения потерь по формуле

,                                                                  (3.5)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2 и схемы питания.

Значение Кр1 зависит от удельных потерь, приведенных затрат на НБК и потерь активной мощности. Значение Кр1 принимаем по таблице [4] равным15. Значение Кр2 принимаем по таблице равным 10. В зависимости от выбранных Кр1 и Кр2 по кривым определяем значение =0,45, тогда

,

т.е. =1,7, тогда = 135,6 + 1,7=137,3 кВар.

Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности  кВар.

Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:

= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар              (3.6)

Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.

Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:

                                                                                            (3.7)

=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +

+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар

 = 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар

                                                                     (3.8)

= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар

Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cosj = 0,93.

Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.

Таблица 3.1 – Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок

Потребители

,

кВА

b

,квар

принятая,

квар

,

квар

,

квар

2 цех – МИСС

1600

2

0,7

136

150

1577,3

1430,9

МСК

630

2

0,8

66

600

814,97

280,97

МОЛМАШ ТП-1

1000

2

0,8

98

600

861,49

359,49

МОЛМАШ ТП-2

630

1

0,9

39

75

282,1

246,1

АРЗ

400

2

0,77

40

150

370,87

260,87

ФСК

1000

2

0,8

98

900

1318,27

516,27

БиКЗ

630

13

0,7

364

2620

3853,44

1597,44

3 цех (элеватор)

1000

2

0,75

92

600

1011,07

503,07

МЭЗ

1600

2

0,8

138

600

1985,94

1523,94

4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.

Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением

,                                                                                     (4.1) 

Рассчитаем коэффициент y:

,                                                 (4.2)

где  - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии к.з.

Так как y > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.

На графике выделим типовую часть из условия Sпик > Sср и определим коэффициент начальной нагрузки Кз и коэффициент перегрузки Кп' по формулам:

                                                                                           (4.3)

,                                                                                          (4.4)

где вместо  принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение  меньше, чем 0,9 Кmax = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

                                                                   (4.5)

Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н’ по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н=14.

По полученным значениям = 0,59 и Н= 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки Кп = 1,05.

Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:

 кВА                                                 (4.6)

На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 – трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 – с номинальной мощностью25000 кВА.

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.

Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 SH = 1,4×16000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.

Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.

Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную     1,4 SHТ2 = 1,4×25000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.

5 Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках

выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции   МВА и Иб=115 кВ.

Находим базисный ток:

 кА                                                  (5.1)

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформатор Т1

                                                 (5.2)

                   (5.3)

линия ВЛ-110

                                                     (5.4)

где - протяженность линии, км.

К расчету токов к.з.

SC = ∞

Xc = 0

220 кВ

125 МВА

220/110

DPк = 315 кВт

Ur = 11%

115 кВ

ВЛ

ry= 0, 26 Ом/км

xy = 0,4 Ом/км

К1

115 кВ

25 МВА

110/10

DPк = 120 кВт

Ur = 10,5%

К2

10,5 кВ

КЛ

ry= 0,320 Ом/км

xy = 0,08 Ом/км

К3

10,5 кВ

1,6 МВА

DPк = 18 кВт

Ur = 5,5%

К1

К2

К3

Рисунок 1 – Расчетная схема

      Рисунок 2 – Схема замещения

                                                                                               (5.5)

где xуд – удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;

       - активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как

                                                                                           (5.6)

где - удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Ом×мм2 по справочным данным;

       - сечение проводов, равное 120 мм2. Тогда

 Ом/км

Суммарное сопротивление для точки К1

Т.к. , активное сопротивление не учитывается.

Таким образом

 кА                                                        (5.7)

Ударный ток в рассматриваемой точке составит

 кА,                                          (5.8)

где - ударный коэффициент.

Для точки короткого замыкания  принимаем Uб=10,5 кВ, Sб=125 МВА

кА

С учетом влияния сопротивления нагрузки xнагр = 1,2 суммарное сопротивление до точки К2 составит:

                     (5.9)

                              (5.10)

 кА                                                     (5.11)

кА

 МВА                            (5.12)

Для точки короткого замыкания расчетные точки достаточно взять на шинах ГПП (точка К2), т.к. протяженность линии незначительна (l = 0,84 км).

Для расчета заземлания ГПП (К1) необходимо определить ток однородного к.з. в точке К1. Для этого составляем схему нулевой последовательности до точки К1, в которую войдет лишь линия 110 кВ своим индуктивным сопротивлением. Сопротивление нулевой последовательности линии определяется из соотношения  [7]. Отсюда = 3 , где Ом, = 3×2 = 6 Ом.

Сопротивление трансформатора 125 МВА в именованных единицах равно

 Ом                                               (5.13)

Ом.

Результирующее сопротивление схем обратной и прямой последовательности равны

= =14 Ом

Ток однофазного к.з. в точке К1 составит:

 кА        (5.14)

5.2 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 100

В элеватора

Расчет токов к.з. в сети напряжением 0,4 кВ выполняем в именованных единицах. Все элементы сети на стороне ВН трансформатора рассматриваются как источник неограниченной мощности. Работа трансформаторов предприятия раздельная. Сопротивление элементов схемы высшего напряжения до трансформатора предприятия в именованных единицах составляет

 Ом, = 0,07 Ом.

Приводим сопротивление ситемы электроснабжения к напряжению  0,4 кВ

 мОм           (5.15)

 мОм                        (5.16)

Определяем сопротивление трансформаторов предприятия

 мОм                                            (5.17)

мОм (5.20)

Рассчитаем ток к.з. в точке К1 (рисунок 2) на вводе низшего напряжения ТП.

Суммарное реактивное сопротивление равно

 мОм                                   (5.21)

Суммарное сопротивление активное (кроме сопротивлений элементов системы электроснабжения высшего напряжения и трансформатора ТП) должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составит             15 мОм.

 мОм         (5.22)

Ток в точке К1 равен:

 кА                           (5.23)

Ударный ток в точке К1

 кА                                    (5.24)

Аналогично рассчитываем ток к.з. в других точках цеховой сети, при этом учитываем сопротивление контактов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Расчетные значения токов к.з. в низковольтной сети

Точка

xS, мОм

rдоб, мОм

rS, мОм

IК, кА

iуд, кА

К2

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К3

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К4

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К5

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К6

9,72

25

98,83

2,32

3,28

К7

8,58

25

71,33

3,21

4,53

К8

9,11

25

67,83

3,38

4,76

К9

5,71

25

42,83

5,35

7,5

К10

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К11

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К12

10,21

25

75,53

3,03

4,28

К13

13,11

20

69,73

3,24

4,57

К14

13,22

25

116,83

1,96

2,77

К15

8,9

25

53,94

4,23

5,96

К расчету току к.з.

Рисунок 3

6 Выбор и проверка оборудования

6.1 Выбор высоковольтных кабелей для распределительной

сети напряжением 10 кВ

Передачу электроэнергии от источника до приемного пункта осуществляем кабельными линиями. Сечение жил кабелей выбираем по техническим и экономическим условиям.

Начальное условие – соответствие выбранного номинального питающего напряжения 10 кВ напряжению устанавливаемого оборудования, в данном случае кабельных линий.

                                                                                            (6.1)

Далее, согласно ПУЭ, определяем экономическое сечение в зависимости от экономической плотности тока по формуле

                                                                                                 (6.2)

где - максимальный расчетный ток линии при нормальной работе сети;

       - экономическая плотность тока, А/мм2, определяемая в зависимости от материала и времени использования максимальной нагрузки.

Расчетный ток линии принимаем при нормальной нагрузки без учета повышенной нагрузки при авариях и ремонтах. полученное сечение проводника округляем до ближайшего стандартного значения.

Выбираем сечение кабеля для питания трансформаторной подстанции 3 цеха элеватора с учетом транзитной мощности, потребляемой вторым цехом и МИС.

 Максимальная нагрузка составит S = 4276,55 кВА. Токовая нагрузка между питающими кабелями распределяется поровну. Продолжительность использования максимальной нагрузки 4500 часов.

Определяем расчетный ток нагрузки

А                                                           (6.3)

Расчетный ток на один кабель

 А

Для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами = 1,4 А/мм2 определяем экономическое сечение кабеля

=88 мм2.

Принимаем ближайшее стандартное значение 95 мм2. Длительно допустимый ток по нагреву для кабеля 95 мм2, лежащего в земле составит Iдоп = 205 А. Введем поправочные коэффициенты на число кабелей, лежащих в одной траншее.

Iдоп.к = 205×0,9 = 184,5 А

I1 = 126,3 А Следовательно, сечение кабелей, выбранное по экономической полотности тока, проходит по условию нагрева.

Выбранное сечение проверяем на термическую устойчивость к току переходного к.з. по формуле:

,                                                                               (6.4)

где  - установившееся значение тока к.з. принимаем равным 4,57 кА;

         - приведенное время к.з., равное 0,59 с;

       - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допускаемой температуры нагрева жил кабеля принимаем 95 А/мм2.

мм2.

Коэффициент предварительной нагрузки:

                                                                             (6.5)

В аварийном режиме, при выходе одного кабеля из строя, и на время ликвидации аварии допускается перезагрузка в течении 5 суток в пределах до 6 часов составляющая 1,25. Допустимый ток нагрузки линии с учетом перегрузки

 А                                     (6.6)

Это составляет 93% от  в аварийном режиме, т.е. в аварийной ситуации предприятию необходимо в часы максимума предусмотреть снижение нагрузки на 7%.

Выбор остальных кабелей проводим аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 6.1.

В предполагаемом варианте электроснабжения для всех трасс принимаем к прокладке кабель марки ААШВ.

Таблица 6.1 – Выбор кабелей и способ их прокладки

Наименование линий

Протя-

женность

 трассы, м

Нормальный

режим

Аварийный режим

Способ прокладки

Поправочный коэффициент

Сечение по термической устойчивости

Сечение по условию Sэк=Iр/jэк

Марка кабеля

Iдоп,, А

Iдоп.перег., А

S,

кВА

IН, А

S,

кВА

IН, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ГПП – 3 цех

328

2138,27

123,6

4047,2

230,6

Траншея

0,9

62,64

88,28

ААШв2(3´95)

184,5

230,62

3 цех – 2 цех

512

1274,47

73,67

2548,95

147,34

Траншея

0,9

62,64

52,62

ААШв2(3´50)

126

157,5

ГПП – МСК

1276

647,09

37,4

1294,19

74,81

Кабельный канал - траншея

0,75

62,64

26,7

ААШв2(3´50)

105

131,25

ГПП – РП8

1338

90,66

161,31

5581,47

322,63

Кабельный канал – траншея

0,75

62,64

115,22

ААШв2(3´240)

266,25

332,81

ГПП – МОЛМАШ

(ТП - 1)

858

1253,88

72,48

2507,76

144,96

Кабельный канал – траншея

0,75

62,64

51,77

ААШв2(3´50)

105

131,25

ТП-1 – ТП-2 МОЛМАШ

548

308,2

17,82

616,71

35,65

Траншея

0,9

62,64

12,72

ААШв2(3´50)

126

157,5

ГПП – АРЗ

718

367,52

21,24

735,05

42,49

Траншея

0,75

62,64

15,17

ААШв2(3´50)

105

131,25

ГПП – ФСК

518

976,48

56,44

1952,97

112,89

Кабельный канал – траншея

0,75

62,64

40,31

ААШв2(3´50)

105

131,25

ГПП – БиКЗ

244

3235,44

187,02

6470,88

374,04

Траншея

0,75

62,64

133,58

ААШв2(3´240)

319

399,37

ГПП – МЭЗ

406

1276,1

73,76

2552,2

147,53

Траншея

0,75

62,64

52,68

ААШв2(3´50)

105

131,25

ГПП – ТП6

700

1803,24

104,38

3606,48

208,77

Траншея

0,75

62,64

74,55

ААШв2(3´95)

153,75

192,18

ГПП – РП5

80

1787,14

103,3

3574,28

206,61

траншея

0,9

62,64

73,78

ААШв2(3´95)

184,5

230,62

6.2 Выбор высоковольтного оборудования

Условие выбора выключателей, отделителей, короткозамыкателей имеют вид, приведенный в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Условие выбора оборудования

Наименование

Условие выбора

Номинальное напряжение

UН ³ UН действ.

Номинальный ток

IН ³ Imax

Отключающая мощность

Sоткл ³ Sоткл. расч.

Номинальный ток отключения

IН.откл ³ Iоткл.расч

Ток термической устойчивости

IН.Т.У. ³ I2¥tф

Ток динамической устойчивости

iуд.доп ³ iуд

Расчетные данные и параметры выбранных аппаратов приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Расчетные величины

Разъединитель РНД (3)–2–110/1000

Отделитель ОД(3) 110 М/630 У1

Короткозамыкатель  КЗ-110У1

UН = 110 кВ

110 кВ

110 кВ

110 кв

IН = 173 А

1000 А

630 А

-

iу = 11,74 кА

80 кА

80 кА

51 кА

I2¥tф = 43,68 кА

40 кА

22 кА

20 кА

Так как расчет тока к.з. сделан при условии питания цепи к.з. (точка К1) от источника неограниченной мощности, то приведенное (фиктивное) время tф равно действующему времени отключения t [5]. Время отключения равно сумме соответственного времени отключения аппаратуры tоткл и минимального времени действия защиты tз

tф = t = tз + tоткл.                                                                                     (6.7)

За величину tз принимаем время действия наиболее быстродействующих типов защиты (от 0,02 до 0,05 с). За расчетное наименьшее время отключения 0,12 с – время действия короткозамыкателя; 0,4 с – время действия отделителя.

tф = 0,05 + 0,12 + 0,4 = 0,57 с.

Тогда I2 tф = 4,92 × 0,57 = 13,68 кА£ IТУ                                                                             (6.8)

Для заземления нейтрали трансформаторов устанавливаем однополюсной заземлитель типа ЗОН-110У IН = 400 А; IН.Т.У. = 6,3 кА.

Для защиты изоляции электроустановки от атмосферных перенапряжений выбираем вентильные разрядники типа РВС-110М.

Производим выбор аппаратуры на стороне напряжением 10 кВ. Расчетные данные и параметры выключателей приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

Вводной выключатель

ВМПП-10-1000-31,5

Секционный выключатель ВМПП-10-630-31,5

Расчетные величины

Допустимые величины

Расчетные величины

Допустимые величины

UН = 10 кВ

10 кВ

UН = 10 кВ

10 кВ

IР = 846,5 А

1000 А

IН = 423,2 А

630 А

iу = 33,09 кА

80 кА

iу = 33,09 кА

80 кА

I2 tф = 3,13 кА2×с

31,5 кА2×с

I2¥tф = 3,13 кА2×с

31,5 с

Sк = 77,85 МВА

200 МВА

Sк = 77,85 МВА

МВА

tф = 0,05 с (з) + 0,1 с (выкл)

Выключатели поставляются комплексно с камерами КРУ со встроенным приводом.

Таблица 6.5 – Выключатели на отходящие фидера

Расчетные величины

Допустимые величины

UН = 10 кВ

10 кВ

IН = 100¸200 А

630 А

I2¥tф = 3,13 кА2×с

31,5

iу = 33,09 кА

80 кА

Sк = 77,85 МВА

200 МВА

6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

Таблица 6.6 – Условия выбора трансформаторов

Расчетные параметры цепи

Каталожные данные трансформатров

Условия выбора

Uуст

UН

Uуст £ UН

Iраб.ут

I1Н

Iраб.ут £ I1Н

iу

Iт. дин

кдин

iу £ Iт. дин

iу £

 Вк

IТ, tТ

КТ, I1Н

Вк  £ IТ2tТ

Вк  £ (КТI1Н)2tТ

Z2

Z2Н

Z2 £ Z2Н

Трансформаторы тока установлены во всех цепях трансформаторов и линий. Необходимые измерительные приборы выбираются по рекомендациям [1]. Для учета мощности, потребляемой приборами используется табличная форма.

Таблица 6.7 – Расчет S приборов

Наименование и тип прибора

Число приборов

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр Э-378

1

0,1

0,1

0,1

Ваттметр Д-335

1

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии И-674

1

3

-

3

Счетчик реактивной энергии И-673

1

3

-

3

Итого:

4

6,6

0,1

6,6

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

 Ом                                                            (6.9)

где  - вторичный ток прибора, равный 5А.

Предполагаем к установке трансформатор тока ТПЛК 10УЗ-0,5/10Р, UН = 10 кВ, Z2Н = 1,2 Ом, tтер = 3 с, IН1 = 1000 А, ктер = 27.

Допустимое сопротивление проводов

,                                                                              (6.10)

где - удельное сопротивление материала. Для алюминия = 0,0283 Ом/мм2;

       l – расчетная длина приблизительно равная для подстанции 75 м;

      g – сечение соединительных проводов.

 Ом.

Сопротивление контактов, принимается равным при числе приборов больше 3 – 0,1 Ом.

Сумма вторичных сопротивлений равна r2 =  rприб +  rпр + rк = 0,26 + 0,53 + + 0,1 = 0,89 Ом.

Условие  Z2 £ Z2Н выполняется.

Сравнение остальных условий приведены в табличной форме.

Таблица 6.8 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформатора тока

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст = 10 кВ

UН = 10 кВ

IРН = 846 А

IН1 = 1000 А

iу = 33,09 кА

= 74,5 × 1,41 × 1000 – 105 кА

ВК = 3,13 кА2с

(КТIН)2tТ= (27 × 1)2 × 3 = 2187 кА2с

На отходящих фидерах к установке приняты трансформаторы тока ТПЛ-10-0,5/10р, которые встраиваются заводом изготовителем ячейки КРУ.

Трансформаторы напряжения предназначены для питания включенных параллельно катушек измерительных приборов, релейной защиты и приборов контроля изоляции.

Таблица 6.9

Расчетные данные

Каталожные данные ТПЛ-10

UН = 10 кВ

UН = 10 кВ

Ip.max = 374 А

IН = 400 А

Z21 = 0, 38 Ом

Z21 = 0, 38 Ом

iу = 33,09 кА

=  кА

ВК = 3,13 кА2с

(КТIН1)2tТ= (20 × 0,4)2 × 3 = 192 кА

На стороне 10 кВ РУ закрытой установки, выбираем пятистержневой трансформатор напряжения НАМИ-10; UН = 10 кВ, SН2 = 120 ВА в классе точности 0,5.

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения 1 секции приведен в таблице 6.10.

Таблица 6.10 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

S, ВА

Число обмоток

Cos j

Sin j

Число приборов

P, Вт

Q, Вар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вольтметр (сборные шины)

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр

Ввод 10кВ от трансформатора

Д-335

1; 5

2

1

0

1

3

-

Счетчик активный

И-674

3 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,5

Счетчик реактив.

И-673

3 Вт

2

0,38

0,925

1

6

14,5

Счетчик активный

Линии

10 кВ

И-674

3 Вт

2

0,38

Счетчик реакт.

И-673

3 Вт

2

0,38

0,925

5

30

72,9

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 1 секции

ВА                             (6.11)

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду имеют мощность 3´120=360 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформаторов напряжения на остальных секциях аналогичен.

Для защиты трансформатора напряжения выбираем предохранитель ПКТ-10.

6.4 Выбор элементов системы электроснабжения

предприятия элеватор   2 цех – МИС

Сечение жил кабелей напряжением 0,38 кВ выбираем по нагреву длительным током

,                                                                              (6.12)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей.

Рассчитанный ток для питания РП1 рабочего здания стендов (РЗС) составляет 748,46 А. Питание осуществляется двумя кабельными линиями. токовая нагрузка на один кабель  = 748,46/2=374,2 А. Так как с увеличением сечения величина охлаждающей поверхности приходящейся на единицу сечения уменьшается, условия охлаждения ухудшаются. Учитывая это, вместо одного кабеля прокладывают два (всего четыре), питающихся из одного автомата. Для кабеля марки АВВГ, предполагаемого к установке сечением 3´185´1´95, длительно длительно допустимый ток составляет 345 А. При замене его на два кабеля той же марки сечением рабочих жил 120 мм2, длительно допустимый ток с учетом поправочного коэффициента составит I=2´270´0,8=432 А.

Аналогичный расчет проводим для всех линий. Данные расчетов заносим в таблицу 6.11.

Проверим выбранные проводники по потере напряжения согласно формуле:

                                                      (6.13)

где - длина участка линии, км;

      - реактивное сопротивление, Ом/км;

      x – индуктивное сопротивление проводника, Ом/км;

     cosj - коэффициент мощности.

Потеря напряжения в линиях ТП-РП1 составит

 В.

Аналогичный расчет проведем для всех питающих линий. Результаты расчетов в таблице 6.11.

На основании расчетных данных таблицы делаем вывод, что потери напряжения на линиях ТП до наиболее удаленного электроприемника в пределах 5%, что соответствует норме [5].

Выбор защитной аппаратуры. На отходящих от щитов низшего напряжения трансформаторной подстанции линиях приняты к установке автоматические выключатели серии АВМ.

Произведем расчет автоматического выключателя, установленного на линии ТП-РП1. Расчетный длительный ток на два присоединяемых кабеля Iр = =187,15 × 2 = 374,3 А. Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключателя АВМ-4И на 400 А из условия Iн.а.=400 А > Iд.н.=374,3 А.

Кратковременную токовую нагрузку определяем из условия пуска двигателя привода нории мощностью 75 кВт,

 Iпуск = Iн;                                                                                     (6.14)

Iдвиг = 133×5 = 665 А;

Iдл =  Iр – Iдв                                                                                 (6.15)

Iдл= 374,32 – 133 = 241,32 А;

Iкр = Iпуск + Iдл = 241,32 + 665 = 906,32 А                                    (6.16)

 Выбираем ток срабатывания 1600 А по шкале независимой от тока характеристики (отсечка с выдержкой време6ни), устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске двигателя 75 кВт.

Iср.эл = 1,25 Iр                                                                               (6.17)

1600 А > 1,25 × 906,32 = 1133 А.

Выбираем ток срабатывания 400 А по шкале, зависящей от тока характеристики. Для сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой

Iср.эл = 400 А и Кзащ = 0,66;

Iдоп = КзащI= 0,66 × 400 = 264 А                                                   (6.18)

Таблица 6.11 – Выбор кабельных линий

Линия

Длина линии, км

Расчетный ток, А

Длительный ток, А

Допустимый ток, А

r, Ом/км

x, Ом/км

, В

, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП-РП1

0,063

187,15

216

0,258

0,0602

0,7/0,71

АВВГ(3´120++1´50)

18,1

4,78

ТП-РП2

0,63

424,17

432

0,258

0,0602

0,7/0,71

АВВГ2(3´120+1´50)

10,2

2,68

ТП-РП3

0,63

473,31

552

0,167

0,0596

0,78/0,63

АВВГ(3´185++1´95)

11,45

3,01

ТП-РП4

0,063

172,25

216

0,89

0,0637

0,8/0,6

АВВГ2(3´95++1´10)

13,55

3,56

ТП-РП5

0,046

127,62

132

0,62

0,0625

0,8/0,6

АВВГ2(3´50++1´16)

5,42

1,42

ТП-лаб.корпус

0,056

141,94

160

0,443

0,0612

0,87/0,49

АВВГ 3´70+ +1´25

5,71

1,5

ТП-ПБК

0,009

106,89

108

0,89

0,0637

0,7/0,69

АВВГ 3´35+ +1´10

1,11

0,29

ТП-РП6

0,06

403,66

432

0,258

0,0602

0,74/0,67

АВВГ2(3´120+1´50)

18,38

4,83

ТП-з/сРП7

0,074

149,2

160

0,443

0,0612

0,77/0,64

АВВГ 3´70+ +1´25

7,78

2,04

ТП-с.к.4РП8

0,127

385,38

432

0,258

0,0602

0,71/0,69

АВВГ2(120´3+1´150)

19,1

5,01

ТП-мех.мастер

0,12

123,28

132

0,62

0,0625

0,66/0,74

АВВГ 3´50+ +1´16

12,48

3,28

ТП-ПБ

0,054

223,67

244

0,206

0,0596

0,65/0,76

АВВГ 3´150+ +1´75

3,74

0,98

ТП-насосная

0,04

27

30

7,74

0,095

0,8/0,6

АВВГ 3´4+ +1´2,5

11,67

3,07

Таблица 6.12 - Расчет автоматических выключателей

Линия

Расчетный ток линии, А

Номинальный ток расцепителя, А

Установка тока мгновенного срабатывания, А

Коэффициенты

Тип выключателя

Iдл

Iкр

Iрасч

Iпр

Iрасч

Iпр

Kзащ

К РП1

374,3

906,32

374,3

400

1133

1600

0,66

АВМ – 4с

К РП2

424,17

524,97

424,17

600

656

4000

0,66

АВМ – 10с

К РП3

473,31

541,11

473,31

600

676,38

4000

0,66

АВМ – 10с

К РП4

172,25

294,12

172,25

200

367,65

1600

0,66

А372ОБ

К РП5

127,62

167,11

127,62

200

208,88

1600

0,66

А372ОБ

К РП-6

403,66

597,82

403,66

600

747,27

4000

0,66

АВМ – 10с

К РП-7

149,2

205,37

149,2

400

256,71

1600

0,66

АВМ – 4с

К РП-8

385,38

921,1

385,38

400

1141

1600

0,66

АВМ – 4с

К лаб. корпус

141,94

163,12

141,94

200

203,9

1600

0,66

А372ОБ

К ПБК

106,89

206,87

106,89

200

258,58

1600

0,66

А372ОБ

К мех.мастерская

123,28

243,2

123,28

200

304

1600

0,66

А372ОБ

К ПБ

223,67

390,67

223,67

250

487,58

1600

0,66

А372ОБ

К ПР1

548,7

660,31

548,7

800

685,87

4000

0,66

АВМ – 10с

К ПР2

373,67

412,3

373,67

400

515,37

4000

0,66

АВМ – 10с

Вводные выключатели

2063,1

2971

2063,1

3000

3713,7

8000

0,66

АВМ – 20с

Секционный выключатель

2063,1

2971

2063,1

3000

3713,7

8000

0,66

АВМ – 20с

Условие выполняется. В распределительных пунктах ПР1 и ПР2 устанавливаем выключатели типа А-3700. Расчет уставок выключателей А-3700 аналогичен выше приведенному. Данные расчетов приведены в таблице 6.12.

Определяем расчетные токи продолжительных режимов.

А                                           (6.19)

Определяем максимальный ток с учетом коэффициента перезагрузки

 А                                             (6.20)

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции. принимаем двухполосные шины 2(60´10) мм2; Iдоп = 2010 А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят Imax= 1139 А < Iдоп = 2010 А.

Проверим шины на термическую стойкость по формуле

мм2, что меньше принятого сечения.

Проверим шины на механическую прочность. Определим пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

                                                                                (6.21)

откуда                                                                         (6.22)

Если шины положены на ребро, а полосы в пакеты жестко связаны между собой, то по формуле:

J = 0,72b3h = 0,72 × 1 × 6  = 4,32 см4,                                                    (6.23)

тогда                                               (6.24)

м.

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

 см4                                                              (6.25)

м2

l < 1,22 м.

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1,22 м, т.е. дает значительную экономию изоляторов.

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролет 1,2 м, расстояние между фазами а=0,8 м.

Определяем расположение шин между прокладками по формуле:

                                                            (6.26)

                                                                (6.27)

где  = 7× 106, модуль упругости материала шин;

 см4                                                                                                      (6.28)

 - коэффициент формы;

 = 2b = 2 см.

Массу полосы mп на 1 м определяем по сечению g, плотности материала шин (для алюминия 2,7 × 103 кг/см3) и длине 100 см.

mп = 2,7 × 103 × 6× 1 × 100 = 1,62 кг/м,

тогда

 м

 м.

Принимаем меньшее значение  = 0,51 м, тогда число прокладок в пролете равно

                                                              (6.29)

принимаем = 2.

При двух прокладках в пролете расчетный пролет равен

м                                                                  (6.29)

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

 Н/м                     (6.30)

где  = 10 мм.

Напряжение в материале полос определяем по формуле

 МПа                                            (6.31)

где  = момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия

см3                                                                 (6.32)

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяем по формуле:

 МПа           (6.33)

где  - момент сопротивления пакета шин.

 см3                                                                                           (6.34)

 МПа, что меньше sдоп = 75 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000УЗ Fразр= 20000 Н. Сила, действующая на изолятор равна

                                                               (6.35)

где a – расстояние между осями полос

      а = ап = 26 = 2×0,01 = 0,02

       - поправочный коэффициент на высоту шины, принимаем равным 1,03 ().

Н < 0,6Fразр = 0,6× 20000 = 12000 Н.

Проходной изолятор выбираем такого же типа.

7 Выбор трансформатора СН

Мощность трансформатора собственных нужд (СН) выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента разновременности Кр. Мощность трансформаторов СН на подстанциях без постоянного дежурного персонала должна удовлетворять требованию

                                                                                    (7.1)

По установленной мощности определяем нагрузку собственных нужд. Расчет производим в табличной форме, данные заносим в таблицу 7.1.

Расчетная нагрузка при коэффициенте спроса Rc = 0,75

 кВА                (7.2)

при отключении одного трансформатора ТМ-63 кВА (приняли к установке два) второй будет загружен на 123,68/63 = 1,92 или 92%, что недопустимо. Принимаем к установке два трансформатора ТМ-100.

Загрузка в аварийном режиме 24%, что удовлетворяет требовании. ПУЭ.

Таблица 7.1 – Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя

Установленная мощность

Cos j

Sin j

Нагрузка

Единицы кВт

Всего кВт

Pуст, кВт

Qуст, квар

1

2

3

4

5

6

7

Охлаждение ТРДН-25000/110

-

2,5

0,85

0,62

29,6

2,12

Подогрев шкафов КРУ-10

1´4

44

1

0

44

-

Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей

0,6´8

48

1

0

4,8

-

Освещение и вентиляция ПС

7

7

1

0

7

-

Подогрев релейного шкафа

1´24

24

1

0

24

-

Отопление пункта управления

-

50

1

0

50

Отопление помещения для ремонтных бригад

8 Выбор защиты и автоматики

Трансформаторы подстанции подключены к ВЛ через выключатели, с помощью которых поврежденный трансформатор должен отключиться от сети в безтоковую паузу. Отключение осуществляется с помощью защиты трансформатора, реагирующей на к.з. в зоне ее действия, вызываемое отключением короткозамыкателя на стороне высшего напряжения трансформатора.

В качестве релейной защиты принимаются следующие виды защиты: продольная дифференциальная, газовая, максимальная токовая с пуском по напряжению, максимальная токовая от токов, обусловленной перезагрузкой.

Дифференциальная защита выполнена на реле ДЗТ-11, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса от внешних к.з. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Расчет защиты приведен в таблице.

Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения по стороне ВН, принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения. Е = 0,1 – полная погрешность трансформаторов тока.

tg j - тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tga=0,87. Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около двух.

Таблица 8.1 – Расчет продольной нагрузки дифференциальной защиты трансформатора ТРДН 25000/110

Величины

Расчетная формула

Расчетное значение

1

2

3

1 Номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА

SН

25000

2 Номинальное напряжение обмоток защищаемого трансформатора, кВ

ВН

НН

UВН

UНН

110

10

3 Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН

DU

0,08

4 Схема соединения трансформаторов тока:

на стороне ВН

на стороне НН

D

Y

5 Коэффициент трансформации трансформаторов тока:          

на стороне ВН

на стороне НН

nВН

nНН

60

400

6 Значение тока трехфазного к.з. на выводах НН, приведенное к напряжению ВН, кА

IK

0,50

Определение установок и чувствительности защиты

7 Номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне ВН, А

А

8 Первичный ток срабатывания по условию отстройки от бросков тока намагничивания

= 1,5×131,3=196,95 А

9 Ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН, А

А

10 Расчетное число обмоток реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН

11 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны ВН

WВН = 17

12 Расчетное число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН

13 Принятое число витков обмотки реле, включаемых со стороны НН

WHH – ближайшее число

WHH = 18

14 Расчетное число витков тормозной обмотки по условию отстройки от тока небаланса при к.з. на стороне НН

15 Принятое число тормозной обмотки

WT > WTрасч

WT = 9

16 Минимальное значение тока в реле при двухфазном к.з.

А

17 Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты

Газовая защита. При повреждении внутри бака трансформатора происходит выделение газа за счет разложения масла и изолирующих материалов. При большом количестве газа, выделяющегося в течение малого времени, резко увеличивается давление в баке. Масло приходит в движение и вытесняется из бака в сторону расширителя.

Таким образом, появление газа, увеличение давления или движение масла может явится критерием, позволяющим определить факт повреждения.

Газовую защиту выполним с помощью реле В1=80/0 с двумя пластмассовыми поплавками. Реле имеет сигнальный и комбинированный отключающий орган из двух элементов – поплавкового и лопастного, установленного поперек оси маслопровода. К подвижным элементам прикреплены постоянные магниты, поворот которых приводит к замыканию магнитоуправляемых контактов. Кроме того,  в баке РПН дополнительно устанавливаем струйное реле URF 25/10, у которого имеется только один отключающий элемент в виде пластины. Источником оперативного тока для газовой защиты выбираем ТСН.

Максимальная токовая защита (МТЗ). Защита устанавливается со стороны основного питания.

Кратковременные перегрузки по току приводят к необходимости загрублять МТЗ. Одним из критериев, по которому режим перегрузки можно отличить от режима к.з. является разная степень снижения напряжения на шинах подстанции. Пр к.з. снижение напряжения является большим. В схеме защиты применена схема с комбинированным пуском от реле обратной последовательности и минимального реле напряжения (шина РНФ-1м). Ток срабатывания МТЗ отстраивается от тока нагрузки в нормальном режиме

,                                                                           (8.1)

где КН – коэффициент надежности, для РТ-40, КН = 1,1;

     КВ – коэффициент возврата реле, КВ = 0,8;

     Кс.з. – коэффициент самозапуска нагрузки, Кс.з.= 1;

     Iраб – рабочий ток линии после устранения к.з.,

 А.

Расчетный ток срабатывания реле

,                                                                                 (8.2)

где Ксх – коэффициент схемы. При соединении трансформаторов тока в треугольник Ксх = ;

      nт – коэффициент трансформации, nт = 60.

 А.

Напряжение срабатывания фильтра реле обратной последовательности РНФ-1м выбираем из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме.

 кВ                                                   (8.3)

В                                                                (8.4)

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяем из условия обеспечения возврата реле после отключения внешнего к.з. по выражению

,                                                                                (8.5)

,                                                                                  (8.6)

где Umin – минимальное напряжение в месте установки трансформатора.

,                                                                            (8.7)

кВ,

кВ,

В.

Защита от перегрузки. Для защиты от перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Максимальную токовую защиту устанавливаем на каждой расщепленной обмотке трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяем по выражению

,                                                                            (8.8)

где КВ – коэффициент возврата, КВ = 0,85;

      КН – коэффициент надежности, КВ = 1,05.

А

Ток срабатывания реле определим по выражению

,                                                                                (8.9)

А

9 Технико-экономический расчёт

9.1 Организация и управление энергохозяйством

Энергохозяйство промышленного предприятия (ПП) представляет собой вспо­могательный и обслуживающий участок ПП, являющийся элементом энергетической системы, совокупностью процессов производства, преобразования, распределения и по­требления всех видов энергоресурсов. Кроме этого энергохозяйство призвано осуществ­лять ремонт, эксплуатацию и монтаж энергетического оборудования. В производствен­ном отношении энергохозяйство ПП можно подразделить на следующие элементы: об­щезаводское и цеховое.

Правильная организация и деятельность энергохозяйства при квалифицирован­ном управлении способна повысить эффективность производства следующими спосо­бами:

-         снижение затрат на энергоснабжение,

-         улучшение использования энергоустановок,

-         экономия и рациональное использование энергоресурсов.
Цели управления деятельностью энергохозяйства:

-     надёжное и экономичное снабжение производства всеми необходимыми ви­дами энергии в потребном количестве,

ремонтно-эксплуатационное обслуживание,

-         монтаж и наладка оборудования,

-         комплексная механизация и автоматизация производственных процессов,

-         рациональное использование энергоресурсов.

Производительность труда и затраты производства зависят непосредственно от характера разделения труда внутри энергохозяйства и его производственной   структу­ры, которая должна быть динамичной и изменяться в соответствии с развитием пред­приятия.

Единое руководство необходимое для нормального функционирования предпри­ятия с большим количеством разнообразных энергоустановок осуществляется главным энергетиком и возглавляемым им отделом главного энергетика (ОГЭ), а непосредствен­но на местах руководством цехов.

ОГЭ работает в тесном взаимодействии с отделами капитального строительства, главного механика, технолога и т.д.

Главный энергетик, непосредственно руководящий ОГЭ, осуществляет также техническое и методологическое руководство службами цеховых энергетиков, надзор за эксплуатацией оборудования и использованием на предприятии энергоресурсов. При этом он руководствуется действующим законодательством, приказами, указаниями ми­нистерства энергетики, ПТБ, ПУЭ и т.п. Обычно главный энергетик назначает двух за­местителей, которые осуществляют техническое и оперативное руководство.

В данной работе ставится целью провести приближённый экономический расчёт системы электроснабжения завода на напряжении выше 1000 В.

9.2 Определение капитальных вложений

Капитальные затраты в систему электроснабжения имеют следующие составные элементы [17]:

                                                                                (9.1)

где KЛЭП – капиталовложения на сооружение линий электропередач (воздушных или кабельных),

       ККТП – капиталовложения на установку трансформаторных подстанций, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики (ОРУ, ЗРУ, КРУН),

       КВА – капиталовложения на установку высоковольтной аппаратуры.

Таблица 9.1 - Расчет капиталовложений по проекту

Элемент системы

Кол-во единиц

Стоимость элементов, тыс. рублей

Оборудование

Монтаж

Строительство

Полная

1

2

3

4

5

6

Силовой тр-р ТДН- 10000/110

2

2000

400

1000

6800

Выключатель ВМТ-110Б

3

650

130

325

3315

Трансформатор тока (110 кВ)

15

100

20

50

2550

Тр-р напряжения (110 кВ)

6

1000

200

500

10200

Разрядник (РВС-20)

4

105

21

53

714

Разрядник (РВМГ- 110)

6

210

42

105

2142

Ячейка КРУ (с ТСН)

2

180

36

90

612

Ячейка КРУ (с ВМПП)

16

23

5

12

640

Ячейка КРУ (с НАМИ)

2

37

7

19

126

КТП- 10/0,4 (2-400)

1

184

21

52

177

КТП- 10/0,4 (1-630)

14

104

42

104

2829

КТП- 10/0,4 (2-630)

1

208

24

60

204

КТП- 10/0,4 (2- 1000)

 3

240

48

120

5712

КТП- 10/0,4 (2- 1600)

3

280

56

140

476

КЛ  ААШв (в км)

50

70

120

240

4,7

5,2

0,7

2,5

160

220

285

480

229

573

5602

Итого:

-

-

-

-

38342

9.3 Определение годовых эксплуатационных издержек

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

,                                                                             (9.2)

где ИА - ежегодные амортизационные отчисления капитальных затрат,

,                                                                                     (9.3)

где рАi – норма амортизационных отчислений для i-х элементов системы электроснабжения (рА.ГПП=9,4%, рА.КТП=10,4%, рА.КРУ=6,3%, рА.КЛЭП=2,4%),

          Кi – капиталовложения на сооружение i-х элементов системы электроснабжения (таблица 9.1):

;

ИЭР - издержки на текущую эксплуатацию и ремонт сетей и электрооборудования,  

,                                                                                         (9.4)     где рЭРi – норма отчислений на эксплуатацию и ремонт для i-х элементов системы электроснабжения (рЭР.ГПП = 3%, рЭР.КТП = 4%, рЭР.КРУ = 2%, рЭР.КЛЭП = 1,5%):

;

СЭ - стоимость потерь электроэнергии в сетях и оборудовании:

,                                                                               (9.5)

где      ∆W - потери электроэнергии:

,                                                                 (9.6)

где        ∆WТ – потери в трансформаторах ГПП:

,                                                                     (9.7)

 где        ∆РХХ – активные потери холостого хода (∆РХХ=18 кВт),

Т – время работы приемника (Т = 8760 ч.),

∆РКЗ –  активные потери короткого замыкания (∆РКЗ=85 кВт),

t – время максимальных потерь (t=3000ч),

∆WС – потери энергии в распределительных сетях:

,                                                                         (9.8)

где       рС - потери в электрических распределительных сетях (рС=6%: 4% - в сетях 10 кВ, 2% - в сетях 0,4 кВ),

Wгод – годовое потребление электроэнергии:

,                                                                                  (9.9) где          РР – расчётная мощность предприятия (РР=29108 кВт),

;

∆WС.Н. – расход электроэненргии на собственные нужды:

,                                                                            (9.10)  где РС.Н. – мощность потребителей собственных нужд подстанции (РС.Н.=345 кВт),

 - удельная стоимость потерь электроэнергии (при ТМ =5000 ч., t=3000ч. удельная стоимость потерь составляет  = 0,19 руб./кВт·ч)

.

Таблица 9.2 - Расчёт ежегодных отчислений

Элементы

Ра, %

Фа, тыс.руб.

Рэр, %

Фэр, тыс.руб.

ГПП 110/бкВ

9,4

2418

3

846,6

ЦТП 10/0,4 кВ

10,4

602,2

4

310,1

КРУ 10кВ

6,3

86,2

2

39,2

КЛЭП 10кВ

2,4

134,5

1,5

8,2

Итого:

-

3120,5

-

1204,1

9.4 Определение численности обслуживающего персонала

Планирование использования рабочего времени осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих [17].

Таблица 9.3 - Баланс использования рабочего времени рабочего

Статьи баланса

Обозначение

Расчетная величина

Эксплуатац. персонал

Ремонт, персонал

дней

ч

дней

ч

1

2

3

4

5

6

Календарный фонд рабочего времени

ТК

365

-

365

-

Нерабочие дни (праздничные и выходные) для текущего года

tпр.в.

62

434

107

856

Плановые целосменные невыходы, вклю­чая:

tuc

-

-

-

-

Номинальный фонд рабочего времени

ТН = ТК - tпр.в.

303

2121

258

2064

Плановые целосменные невыходы, включая:

tцс

24

168

24

192

- основной и дополнительный отпуска

10,6

74

9,0

72

- по болезни, % от Тн

3,5· ТН /100

1,5

11

1,3

10

- в связи с выполнением государственных обязанностей, % от Тн

0,5· ТН /100

1,5

11

1,3

10

Плановые внутрисменные потери (сокращенный рабочий день), %  от Тн

tвс= 0,5· ТН /100

265,4

1858

222,4

1779

Эффективный фонд рабочего времени

ТЭ = ТН - tцс - tвс

0,99

6,96

0,99

7,95

Средняя продолжительность рабочего дня

tдн=ТЭ /(ТН – tцс)

0,88

-

0,86

-

Для расчета номинального фонда рабочего времени в часах необходимо учитывать:

•  продолжительность смен при пятидневной рабочей неделе 8 ч, каждая восьмая суббота становится рабочим днем,

•  продолжительность смен при шестидневной рабочей неделе 7 ч, в выходные и праздничные дни - 6 ч.

Для расчета численности ремонтно-эксплуатационного персонала необходимо определить трудоемкость ремонтных работ на основе нормативов системы. Эта система ориентирована на проведение капитального и текущего ремонтов, работ по техническо­му обслуживанию оборудования [17].

Нормативы трудоемкости ремонтов заносят в таблицу с учетом поправочных ко­эффициентов по условиям эксплуатации оборудования. Годовая трудоемкость на груп­пы оборудования определяется путем умножения единиц оборудования на количество ремонтов и трудоемкость одного ремонты.

Годовую трудоемкость капитального ТКР и текущего ТТр ремонтов, осмотров То и нерегламентированного технического обслуживания Тто рассчитывают на основе нормы текущей трудоемкость по формулам:

,                                                                                        (9.11)    

,                                                                                         (9.12)    

,                                                                                    (9.13)

,                                                                            (9.14)

где n - количество единиц оборудования,

      mКР, mТР, mО  - соответственно количество капитальных, текущих ремонтов и осмотров в году:

,                                                                                             (9.15)         

где mi – количество i-ой (одной из приведённых выше) работы,

       сi – межосмотровый период или ремонтный цикл i-го вида работ,

        kслО, kслТО – коэффициенты сложности осмотров и технического обслуживания соответственно,

        tКР, tТР – норма трудоемкости капитального и текущего ремонтов,

        kсм – коэффициент сменности обслуживающего персонала.

Расчёт трудоёмкости представлен в таблице 9.3.

ТРå = 0,5·ТКР+1,5·(ТТР+Т0+ТТ0),                                                     (9.16)

ТРå=0,5·1832+1,5·(2199+5892+13410)=33167,5 чел.·ч.

Приближённо списочная численность ремонтно-эксплуатационного персонала рассчитывается по формуле:

,                                                                         (9.17)

где kВН – коэффициент выполнения норм, принимаем равным 1,1,

      ТНР-Э – годовой номинальный фонд времени рабочего ремонтно-эксплуатационного персонала (по таблице 9.3 принимается равным 2072),

      kИi –  коэффициент использования рабочего времени (по таблице 9.3 принимается равным 0,87).

Определяем численность эксплуатационного (ЧЭ) и ремонтного (ЧР) персонала  в отдельности:

                                                                       (9.18)

                                                                             (9.19)

Таблица 9.3 - Расчёт годового объёма ремонтных работ

Наименование оборудования

n, шт.

Капитальный ремонт

Текущий ремонт

ТΣР. чел•ч

Осмотры

Техническое обслуживание

ТΣ, чел•ч

скр, лет

mкр

tтpKP,

чел•ч

Ткр, чел•ч

скр, лет

mкр

tтpKP,

чел•ч

Ткр, чел•ч

со, мес.

Mo

kсл0

То, чел•ч

kслTO

kcm

Tto, чел•ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Трансформатор

2

8

0,13

660

171,6

25

0,48

160

153,6

325,2

1

12

0,1

1536

0,1

3

1152

3184,8

Выключатель

3

3

0,33

105

103,95

12

1

70

210

313,95

1

12

0,1

252

0,1

3

756

1425,9

Трансформатор тока

12

8

0,13

90

140,4

25

0,48

30

172,8

313,2

1

12

0,1

288

0,1

3

1296

2037,6

Трансформатор напряжения

6

8

0,13

120

93,6

25

0,48

35

100,8

194,4

1

12

0,1

336

0,1

3

756

1380

Разрядник (РВС-20)

4

6

0,17

13

8,84

12

1

15

60

68,84

2

6

0,1

54

0,1

3

216

347,68

Разрядник (РВМГ-1 10)

6

6

0,17

14

14,28

12

1

15

90

104,28

2

6

0,1

54

0,1

3

324

496,56

Ячейка КРУ (с ТСН)

2

12

0,08

70

11,2

36

0,33

25

16,5

27,7

2

6

0,1

180

0,1

3

180

398,9

Ячейка КРУ (с выкл.)

16

3

0,33

105

554,4

12

1

20

320

874,4

2

6

0,1

36

0,1

3

1152

2616,8

Ячейка КРУ (с НАМИ)

2

8

0,13

80

20,8

25

0,48

15

14,4

35,2

1

12

0,1

144

0,1

3

108

308

КТП- 10/0,4 (1-630)

14

12

0,08

230

257,6

24

0,5

50

350

607,6

2

6

0,1

360

0,1

3

2520

3745,2

КТП- 10/0,4 (2-400)

1

12

0,08

450

36

24

0,5

90

45

81

2

6

0,1

648

0,1

3

324

1089

КТП- 10/0,4 (2-630)

1

12

0,08

450

36

24

0,5

90

45

81

2

6

0,1

648

0,1

3

324

1089

КТП- 10/0,4 (2- 1000)

3

12

0,08

450

108

24

0,5

90

135

243

2

6

0,1

648

0,1

3

972

1971

КТП- 10/0,4 (2- 1600)

3

12

0,08

450

108

12

1

90

270

378

2

6

0,1

648

0,1

3

972

2106

КЛ (в км)

13,1

12

0,08

160

167,68

36