Разработка системы электроснабжения авторемонтного завода

Разработка системы электроснабжения авторемонтного завода

Задание на дипломный проект по специальности 140 211.65 «Электроснабжение»

Исходные данные к проекту:

=500МВ· А; =0,6; L=6 км.

Перечень электроприёмников предприятия и их номинальная мощность приведены в таблице.

Тема. Электроснабжение авторемонтного завода

1. Исходные данные Генеральный план авторемонтного завода — рис. 1.

Мощность системы питания 500 МВ· А Питание предприятия можно осуществлять от подстанции энергосистемы на классах напряжения 220,110, 35 кВ. Индуктивное сопротивление системы (х_с) принимать 0.3;0.6;0.9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ. Расстояние от источника питания до завода 6 км. Сведения об электрических нагрузках завода — табл. 1.

Таблица 1 — Ведомость электрических нагрузок

Рисунок -1 Генеральный план авторемонтного завода

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в централизованном порядке в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникли типовые решения.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирование цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т. п.

Ниже перечислены основные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий:

— Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

— Вопросы компенсации перетоков реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

— Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

— Применения переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

— Вопросы конструирования универсальных, удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

— Комплектное исполнение цеховых общезаводских систем питания и конструкций подстанции.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения авторемонтного завода.

Все разделы выполнены с соблюдением требований.

1. Описание технологического процесса

Машиностроение одна из наиболее распространенных отраслей промышленности. Она объединяет многие специализированные отрасли и призвана оснащать народное хозяйство высококачественной продукцией. Авторемонтный завод относится к предприятиям общего машиностроения.

Эффективность работы автомобильного транспорта в значительной степени зависит от технической готовности подвижного состава, которая обеспечивается своевременным и качественным выполнением технических обслуживаний и ремонтов.

Из всех видов транспорта автомобильный является самым трудоёмким и фондоёмким, то есть необходимо дальнейшее развитие производственно-технической базы автотранспорта предусматривающее строительство новых, расширение, перевооружение и реконструкцию действующих автотранспортных предприятий.

Данное машиностроительное предприятие относится к классу предприятий с полным технологическим циклом производства, т.к. на этом заводе есть наличие металлургической базы и литейного производства.

Цеха основного производства

Литейный цех предназначен плавки металлов. Плавильный участок литейного цеха является основным участком производства.

Основными электроприемниками литейного цеха являются: печи, конвейеры, насосы, краны, приточная и вытяжная вентиляция. Мощность электрических печей достигает 10 МВА. Электроприводы вентиляторов и насосов имеют диапазон мощностей 4,0−200 кВт, режим их работы продолжительный. Мощности электроприводов конвейеров и других транспортирующих механизмов составляют 1,7−22 кВт.

Напряжение питания электрических печей 0,4 кВ, напряжение дутьевых вентиляторов — 6 кВ.

Категория приемников по электроснабжению — 1.

Условия среды — технологическая пыль, локальное воздействие высоких температура.

Категория размещения электрооборудования — 3.

Степени защиты электрооборудования — IP40-IP50 (избирательно).

Кузнечнопрессовый цех служит для штамповки металлов. Основными электроприемниками цеха являются пресса. Кривошипные пресса холодной штамповки имеют мощность приводов 2,0−160 кВт, горячей

штамповки — 30−630 кВт. Наиболее мощными являются гидропресса. Мощность двигателей насосов гидропрессов составляет 250−1660 кВт.

В цехе так же присутствуют: насосы, подъемно-транспортные механизмы, приточная и вытяжная вентиляция. Напряжение питания электроприемников в большинстве случаев — переменное 0,4 кВ.

Категория приемников по электроснабжению — 2 (3).

Условия среды — технологическая пыль, локальное воздействие высоких температур.

Категория размещения электрооборудования — 3 (4).

Степени защиты электрооборудования — IP20-IP40 (избирательно).

Сварочный цех предназначен для сварки заготовок и изделий. Основные электроприёмники цеха: электросварочные установки дуговой и контактной сварки, подъемно-транспортные механизмы, приточная и вытяжная вентиляции. Для дуговой сварки на переменном токе применяются сварочные трансформаторы. Для сварки на постоянном токе применяются электромашинные преобразователи. Мощность сварочных трансформаторов до 250 кВА. Мощность электромашинных преобразователей до 55 кВт. Мощность установок контактной сварки 3−1000 кВА.

В последнее время находит широкое применение аргонно-дуговая сварка. Единичная мощность подъемно-транспортных механизмов 0,4−11 кВт.

В цехе предусмотрена приточная и вытяжная вентиляции. Напряжение питания электроприемников цеха 0,4 кВ. Режим работы систем вентиляции продолжительный, сварочных установок и подъемно-транспортных механизмов повторно-кратковременный.

Категория приемников по электроснабжению — 2 (3).

Условия среды — технологическая пыль.

Категория размещения электрооборудования — 3 (4).

Степени защиты электрооборудования — IP20-IP40 (избирательно).

Цех механической обработки предназначен для механической обработки заготовок и изделий. Основные электроприемники цеха: привода различных металлообрабатывающих станков, автоматических линий, подъемно-транспортных механизмов, приточной и вытяжной вентиляций. Мощность отдельных станков 1,5−22 кВт. Напряжение питания приводов 0,4 кВ. Режим работы станков продолжительный, подъемно-транспортных механизмов повторно-кратковременный.

Категория приемников по электроснабжению — 2 (3).

Условия среды — технологическая пыль.

Категория размещения электрооборудования — 4.

Степени защиты электрооборудования — IP30-IP40 (избирательно).

Механосборочный цех предназначен для сборки изделий, которая может осуществляться вручную, либо конвейерным способом.

В цехе может быть один или несколько сборочных участков или конвейеров.

Основные электроприёмники цеха: привода конвейеров, подъемно-транспортных механизмов, приточной и вытяжной вентиляций.

Электроснабжение цеха осуществляется напряжением 0,4 кВ.

Категория приемников по электроснабжению — 2 (3).

Условия среды — технологическая пыль.

Категория размещения электрооборудованию — 3 (4).

Степени защиты электрооборудования — IP30-IP64 (избирательно).

Цех окраски предназначен для нанесения на изделия или заготовки различных защитных покрытий (красок, лаков, порошков). В цехе применяются окрасочные камеры ручной или полуавтоматической окраски. Так как защитный материал обычно наносят распылением, то окрасочный цех является потребителем сжатого воздуха. Большое электропотребление вызвано применением вентиляционных систем и систем нагрева для сушки изделий.

Основные электроприёмники цеха: сушильные камеры, привода конвейеров, подъемно-транспортных механизмов, приточной и вытяжной вентиляций.

Электроснабжение цеха осуществляется напряжением 0,4 кВ.

Категория приемников по электроснабжению — 2 (3).

Условия среды — аэрозоли легковоспламеняющихся веществ.

Категория размещения электрооборудования — 3 (4).

Вид защиты электрооборудования — взрывозащищённое.

Общепроизводственные цеха

Насосная станция предназначена для водоснабжения цехов предприятия. На промышленных предприятиях, как правило, применяется оборотная система водоснабжения.

Основные электроприёмники цеха — насосы различной мощности. Мощность блока до 400 кВт. Напряжение питания 0,4 кВ и 6(10) кВ.

Категория электроприемников по электроснабжению — 2 .

Условия среды — Повышенная влажность.

Категория размещения электрооборудования — 3.

Степень защиты электрооборудования — IP04.

Компрессорная предназначена для производства сжатого воздуха.

Компрессорные размещаются вблизи технологических цехов.

Основные электроприёмники — электродвигатели компрессоров. Мощность двигателей до 6 МВт. Напряжение питания 0,4 кВ и 6(10) кВ.

Категория приемников по электроснабжению — 1.

Условия среды — нормальная.

Категория размещения электрооборудования — 4.

Вид защиты электрооборудования — IP00.

Ремонтно-механический цех является ремонтной базой любого промышленного предприятия и необходим для текущего ремонта технологического оборудования. Структура РМЦ зависит от мощности и специфики производства предприятия. Основные отделения цеха: заготовительное, кузнечнопрессовое, сварочное, механическое, термическое и ряд других.

Основными электроприемниками цеха являются электродвигатели приводов станков и механизмов, термические печи, электросварочное оборудование, подъёмно-погрузочные механизмы, системы вентиляции. Мощность электроприёмников может достигать сотен киловатт. Напряжение питания переменное 220/380 В. Режим работы продолжительный или повторно-кратковременный.

Категория приемников по электроснабжению — 3.

Условия среды — нормальная.

Категория размещения электрооборудования — 4.

Степени защиты электрооборудования — IP20-IP40 (избирательно).

В результате проработки технологических процессов подразделений предприятия определены: технологические коэффициенты потребителей электрической энергии (коэффициент спроса и коэффициент мощности); характеристики электроприемников напряжением до и выше 1 кВ по надежности электроснабжения; характеристики окружающей среды всех подразделений предприятия; выявлен вид и степени защиты оборудования с учетом категории его размещения.

Результаты анализа технологических процессов производств подразделений предприятия сведены в таблицу П-2.1

Характеристика окружающей среды территории предприятия Окружающая среда территории данного предприятия нормальная, так как на предприятии отсутствуют цеха, в которых могут осуществляться производственные выбросы (технологическая пыль, химически-активные вещества и т. п.). В связи с этим допускается на территории предприятия применение открытых распределительных устройств и электроустановок, предназначенных для наружной установки.

Рисунок 1 — Технологический процесс авторемонтного завода

1.1 Определение требуемой степени надежности электроснабжения электроприемников Для выбора системы внешнего и внутреннего электроснабжения завода необходимо определить для каждого цеха в отдельности требуемую степень надежности (категорию надежности) электроснабжения электроприемников (ЭП), характер окружающей среды по пожаро-взрывоопасности и по поражению человека электрическим током.

Согласно ЭП в отношении обеспечения надежности электроснабжения подразделяются на три категории.

Электроприемники I категории — ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса.

Электроприемники II категории — ЭП, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым недопускам продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта.

Электроприемники III категории — все остальные ЭП, неподходящие под определение I и II категорий.

Опираясь на вышеизложенное в табл. 2 приведена степень надежности электроснабжения ЭП.

Таблица 2 — Степень надежности электроснабжения электроприемников

2. Определение расчетных нагрузок цехов Расчет электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети. Существует много методов определения расчетных нагрузок, но мы остановимся на методе коэффициента спроса.

При выполнении дипломного проекта расчётные нагрузки определяются по номинальной мощности и коэффициенту спроса с учётом осветительной нагрузки, коэффициента разновремённости максимумов и потерь в элементах систем электроснабжения.

Определение электрических нагрузок в СЭС промышленного предприятия выполняют для всех узлов питания потребителей электроэнергии. При этом отдельно рассматриваются сети напряжением до и выше 1000 В. Рассмотрим особенности определения расчётных нагрузок на разных уровнях.

Расчетный максимум цехов определяется по коэффициенту спроса и коэффициенту мощности, взятому по справочным данным и.

;(1)

.(2)

Кроме того, в цехах и на территории завода необходимо учесть нагрузку искусственного освещения, которая определяется по удельной плотности освещения (, Вт/ м²), а так же по площади производственных цехов. При этом предполагается, что силовые ЭП и освещение будут подключены к одним и тем же трансформаторам цеховых ТП. В этом случае расчетная мощность осветительной нагрузки будет определяться по формулам:

; (3)

(4)

где — коэффициент спроса для осветительной нагрузки,

— коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре при применении газоразрядных источников света (обычно);

— соответствует осветительной нагрузки;

— номинальная мощность осветительной нагрузки данного цеха.

Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется исходя из удельной мощности на единицу площади:

(5)

где — площадь территории цеха, м²

— удельная мощность осветительной нагрузки, Вт/м².

Территория завода площадью менее 20 000 м² (ДРЛ) — 0,9 Вт/м²

Для люминесцентных и ДРЛ ламп:

Вспомогательные цеха — 12−14 Вт/м2

Склады — 7−10 Вт/м²

Механические цеха — 14−16 Вт/м²

Компрессорная, насосная — 14−16 Вт/м²

Заводоуправление, столовые, лаборатории — 18−20 Вт/м².

При этом необходимо учесть, что лампы накаливания имеют (не устанавливаем), разрядные.

Таким образом, расчётные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям:

;(6)

(7)

где и - расчётные значения активной и реактивной мощности цеха

Полная мощность:

.(8)

Расчетный ток узла нагрузки:

(9)

где — расчётное значение тока узла нагрузки (цеха), А;

— номинальное напряжение в узле нагрузки, кВ.

Расчётные электрические нагрузки цеха необходимы для выбора мощности трансформаторов цеховых ТП, линий, сечения шин и коммутационно-защитной аппаратуры РУ низшего напряжения ТП.

При расчете осветительной нагрузки нельзя пренебрегать освещением территории предприятия.

2.1 Определение расчетных нагрузок на стороне высшего напряжения цеховой трансформаторной подстанции Для 6−10 кВ нагрузки расчетные формулы немного другие.

Расчётные значения нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов, питающих цех, определяют по следующим выражениям:

— расчетная активная и реактивная мощности:

;(10)

(11)

где и — расчётные значения активной и реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения.

и — потери активной и реактивной мощности в цеховом трансформаторе.

Так как тип силового трансформатора ещё не определён, можно принимать:

; (12)

; (13)

(14)

гдерасчётное значение полной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ•А.

Расчетный ток:

. (15)

По полученным расчётным значениям нагрузок выбирают линии, питающие цеховые ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий.

Рассмотрим определение расчетного максимума на примере цеха № 1 (литейная, печи стального и цветного литья).

Рисунок 3 — Схема присоединений Исходные данные для цеха по 0.4 кВ: кВт,, , м², Вт/м²,, , .

Для 6 кВ нагрузки: кВт, .

кВт;

кВар;

кВт;

кВар;

кВт;

кВар.

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки по 0.4 кВ (точка 1):

кВт;

кВар;

кВ· А;

А.

Для 6 кВ нагрузки:

кВ· А.

Определим потери в трансформаторе:

кВт;

кВар;

Расчетный максимум определяется с учетом потерь в трансформаторе (точка 2):

кВт;

кВар;

кВ· А.

А.

Результаты расчета остальных цехов представлены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 — Расчет электрических нагрузок

Таблица 4 — Расчет электрических нагрузок (продолжение)

Таблица 5 — Расчет потерь в трансформаторах

Определяем мощность, требуемую на освещение завода

м²;(16)

кВт; (17)

квар. (18)

Суммарная мощности завода:

кВт;

квар;

Суммарная мощность с учетом коэффициента одновременности и компенсации будет рассчитана далее.

2.2 Расчет мощности компенсирующих устройств узла нагрузки Воспользуемся методом, предложенным компанией «Матик-Электро», который позволяет достичь оптимального коэффициента мощности и снизить мощность цеховых трансформаторов:

(19)

где — расчетная активная мощность узла нагрузки, кВт; К — коэффициент пропорциональности, который зависит от текущего значения коэффициента активной мощности и требуемого для компенсации перетоков реактивной мощности питающих сетей узла нагрузки.

Расчетную мощность низковольтных БСК округляют до ближайшей (по стандартной шкале) мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).

Примечание: устанавливать компенсирующие устройства мощностью менее 150 квар обычно экономически не выгодно, на шинах низшего напряжения может быть установлена компенсирующая установка большей мощности, чем по расчету.

Требуемый будет равен 0,96; для нахождения расчетного воспользуемся данными таблицы 4.

Рассмотрим расчет на примере цеха № 17 (испытательная станция):

кВт, квар; тогда ,

Для двух по таблице 2 находим коэффициент пропорциональности К=0,43.

квар.

По полученному значению выбираем ККУ стандартной мощности 4Ч150 квар (АКУ 0,4−150−25У3).

Итоговая мощность цеха с учетом установленных батарей равна:

квар;(20)

кВ· А. (21)

Таблица 4 — Расчет мощности компенсирующих устройств (продолжение)

2.3 Определение расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения пункта приема электроэнергии Расчётные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчётным значениям активной и реактивной мощности всех отходящих линий с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки и расчётной мощности осветительной нагрузки территории предприятия.

— расчётная активная мощность

(22)

где — расчётное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВт; - суммарное значение расчётных активных мощностей всех отходящих линий, кВт; - коэффициент одновремённости максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; - расчётное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт.

— расчётная реактивная мощность

(23)

где — расчётное значение реактивной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВ•Ар; - суммарное значение расчётных реактивных мощностей всех отходящих линий, кВ•Ар; - расчётное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВ•А.

— расчётная полная мощность

(24)

Найдем расчетные максимумы в точке 3 () с учетом потерь в кабельных линиях 6−10 кВ (, т. е 5%):

кВт;

квар;

кВ•А.(24)

При определении расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов и шинах низшего напряжения РУ ППЭ, значение коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки определяют по в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки.

Расчётные нагрузки на высшем напряжении ППЭ определяют по расчётным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения ППЭ с учётом потерь в силовых трансформаторах ППЭ, но так как трансформатор еще не выбран, расчет произведем сразу после его выбора.

3. Построение картограммы нагрузок предприятия Задачи, решаемые при проектировании систем промышленного электроснабжения, разнообразны по своему содержанию и по сложности, решать которые при проектировании становится все сложнее. Это объясняется тем, что проектировщикам приходиться оперировать с большим количеством исходных данных, объем которых постоянно увеличивается. В первую очередь это относится к возросшему числу электроприемников. Большой объем данных и постоянный его рост привели к широкому внедрению вычислительной техники в проектную практику, что потребовало разработки иных подходов к проектированию.

Для определения оптимального местоположения пункта приема электроэнергии (ППЭ) и цеховых подстанций (ТП), при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма электрических нагрузок.

Картограммой нагрузок называют план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии.

Геометрические изображения средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняют различными способами. Наиболее простой из них состоит в изображении степени интенсивности распределения нагрузок при помощи кругов. Он состоит в следующем. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии; значение его находят из условия равенства расчетной мощности площади круга:

(25)

где — радиус круга; - масштаб;, откуда выразим :

.(26)

Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых равны соответственно осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.

Осветительная нагрузка приемников электроэнергии (цехов, промышленного предприятие в целом и т. п.) показывается на картограмме в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле:

(27)

где - активная мощность осветительной нагрузки i — го цеха, кВт.

Пример расчета покажем на цехе № 2 (Механический цех № 1). Результаты расчетов остальных цехов сведем в табл. 6.

Радиус окружности находим по формуле (26):

мм Осветительная нагрузка показывается в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле (27):

Постановка любой задачи оптимизации зависит от математических средств, которыми располагает исследователь. Для выбора места расположения пункта приема электрической энергии, мы имеем два показателя оптимизации, это показатели разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электрических нагрузок.

Целевая функция задачи принимает наименьшее значение в ЦЭН, координаты которого мы определили. Следовательно, разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. В этом случае расположение ППЭ в ЦЭН является по затратам наивыгоднейшим.

Однако следует отметить, что не во всех случаях возможна установка пункта приема электроэнергии в центре электрических нагрузок. Это, например, невозможность подвода линий электропередачи к ППЭ из-за сооружений (зданий, цехов и т. п.) расположенных на пути прокладки ЛЭП. Поэтому следует выбирать место расположения ППЭ из условия минимальных затрат на сооружение (возможность привязать его к зданию цеха) и на эксплуатацию системы электроснабжения, т. е. как можно ближе к центру электрических нагрузок в сторону системы питания.

Координаты ЦЭН находятся по формулам:

;(28);

(29).

где , — координаты центра электрических нагрузок для i — го цеха.

— расчетная нагрузка i — го цеха.

Таким образом, центр электрических нагрузок авторемонтного завода находится в точке с координатами (73,87;87,99). Согласно полученным данным по таблице 6. строим картограмму нагрузок (см. рис. 6). Пункт приема электрической энергии от системы, по экономическим соображениям и удобства эксплуатации, привяжем к (75,00;80,00), практически в центре электрических нагрузок.

Таблица 6 — Картограмма электрических нагрузок

Для 6 кВ нагрузки:

Таблица 6 (продолжение)

Рисунок 6 — Картограмма электрических нагрузок авторемонтного завода

4. Расчет системы питания Основными задачами данного раздела являются:

— выбор рационального напряжения системы питания;

— выбор силовых трансформаторов ППЭ;

— выбор схем распределительных устройств высшего напряжения;

— выбор питающих линий электропередачи;

— выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ.

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы — это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие ЛЭП и ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящий из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

4.1 Выбор рационального напряжения питания системы питания

Комплекс основных вопросов при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку последними определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы и распределения. Под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.

В проектной практике обычно используют следующие выражения для определения приближенного значения рационального напряжения :

кВ,(30)

где - значения расчетной нагрузки завода, МВт, — расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Затем намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше, а другое больше) и на основе ТЭР окончательно выбирается напряжение питания предприятия. В нашем случае это 35 кВ и 110 кВ.

4.2 Компенсация реактивной мощности Определив расчетную нагрузку на шинах 6 кВ, необходимо решить вопрос о потоках реактивной мощности. Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности :

(31)

где — базовый коэффициент реактивной мощности для сетей 6−10 кВ присоединенный к шинам п/ст с высшим классом напряжения 110 кВ, равный 0.5.

Согласно приказ Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.2007 предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

Тогда экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя:

(32)

Величина получилась предельной, следовательно приказ Минпромэнерго РФ № 49 от 22.02.2007 не нарушается.

4.3 Построение графиков нагрузок Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение характерных суток или всего года. Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах СЭС, а также при выборе силовых трансформаторов и других целей.

Для построения суточных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений. При учебном проектировании принимают за основу суточные графики, характерные для отрасли промышленности, к которой относится данное предприятие. За максимальную нагрузку принимается расчётная величина нагрузки по предприятию в целом с учётом потерь в элементах электрических сетей. Таким образом, по характерным отраслевым графикам нагрузок строят графики нагрузок данного предприятия.

Годовой график по продолжительности строится по характерным сезонным (суточным) графикам нагрузок. При построении рекомендуется принять продолжительность зимнего периода — 250 суток, летнего — 115 суток.

Таблица 7 — Суточный график нагрузок предприятия с учетом компенсации

Рисунок — 5 Суточные и годовой график нагрузки

4.4 Выбор силовых трансформаторов ППЭ Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций промышленных предприятий должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа трансформаторов необходимо учитывать требование резервирования потребителей, исходя из следующих соображений:

Потребители 1-й категории должны получать питание от двух независимых взаимно резервирующих источников электроэнергии, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Ввод резервного питания потребителей 2-й категории должен осуществляться действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции необходимо иметь два трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получить питание от подстанции с одним трансформатором при наличии «складского» резервного трансформатора.

При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует использовать трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (система РПН).

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов (автотрансформаторов) для питания нагрузок промышленных предприятий производят на основании расчетов и обоснований по изложенной ниже общей схеме:

1.Определяют число трансформаторов на подстанции.

2. Намечают возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме.

3. Определяют экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для данных конкретных условий.

Выбор трансформаторов ППЭ производиться согласно ГОСТу 14 209 — 2002. Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия и проверяют на послеаварийную перегрузку.

Среднеквадратичная мощность рассчитывается по формуле:

кВт; (33)

;

квар;(34)

кВ•А.(35)

При определении значений и по графику перетока мощности через трансформатор мощность трансформатора определяется (учтем, что для трансформаторов в зимний максимум допустимая нагрузка повышается на 20%):

Мощность одного трансформатора для n — трансформаторной подстанции:

кВ•А. (36)

МВ•А

Коэффициент предварительной загрузки :

.(37)

Коэффициент аварийной перегрузки К₂ определяется по полной мощности, которая больше среднеквадратичной S_t S_ср.кв. в период времени t.

(38)

где полная мощность по графику нагрузки, превышающая (=1), за период времени .

Если, следует принять, если, следует принять

Произведем выбор трансформаторов. Так как на предприятии имеются потребители I категории, то устанавливаем двухтрансформаторную подстанцию, выберем и проверим трансформаторы в следующей последовательности.

Предварительно выбираем трансформатор ТДН — 16 000/110 с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и делаем проверку на эксплуатационную перегрузку по (37).

Коэффициент предварительной загрузки :

-коэффициент максимума

;

Коэффициент аварийной перегрузки (в работе один трансформатор):

Время перегрузки часов, из справочника[6] определяем и проводим сравнение с коэффициентом .

<1,369<1,500

Условие по перегрузочной способности для трансформатора в послеаварийном режиме выполняется, следовательно, трансформаторы подобраны правильно.

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми.

Рекомендуем при учебном проектировании использовать схемы ГПП с установкой выключателей на стороне высшего напряжения, если имеются потребители электроэнергии первой категории.

Распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме:

Рисунок 7 — Схема РУ ВН

4.6 Выбор питающих линий электропередачи Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов.

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1. нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

2. нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

3. потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии электропередачи от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4. механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5. коронирование — фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

6. Экономический фактор.

Влияние и учет перечисленных факторов в воздушных и кабельных линиях неодинаковы.

Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ целесообразно производят по так называемой экономической плотности тока (так как в данном случае этот фактор является определяющим). Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности:

Определяем ток в линии в нормальном режиме:

При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах. Для трансформатора ТДН-16 000/110 из [7]: кВт, кВт,, %

Потери в трансформаторе:

кВт;(39)

;(40)

квар.

Расчетная мощность с учетом потерь в трансформаторе:

кВ•А.

А.(41)

ток в линии в послеаварийном режиме (ПАР):

А. (42)

где — количество цепей на ЛЭП, — номинальное напряжение сети, — полная расчетная мощность завода с учетом потерь в трансформаторе.

Сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока.

мм²,(43)

где _. — расчетный ток, - экономическая плотность тока (часа).

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения. Предварительно выбираем алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС -70/11, но допустимый ток для этого провода равен 265 А, поэтому выбор производим по допустимому току и по условиям короны. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условия, по потерям U, и потерям на корону.

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода сечением 95/16 мм² равен 265 А, следовательно и сечение по данному условию подходит. Удельные сопротивления провода (активное и реактивное) Ом/км, Ом/км.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

(44)

(исходя из возможности РПН),

Ом;(45)

Ом;(46)

< 5%. (47)

После аварийный режим:

Проверка проводников воздушной линии электропередачи по условиям короны и радиопомех производиться для электроустановок напряжением 35 кВ и выше. Из практики проектирования проверку проводников по данным условиям проводят на напряжение 110 кВ и выше, учитывая, что минимальная площадь сечения токопровода на напряжение 110 кВ равняется 70 мм².

При выполнении данного условия считаем, что сечение провода выбрано правильно. Для механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником.

По условию короны и радиопомех сечение АС-70/11 проходит.

Таким образом, выбранные провода ЛЭП-110 сечением 70 мм² с, А удовлетворяют всем условиям проверки.

4.7 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ Схема (рис. 8) одна из наиболее распространенных, применяется для трансформаторов без расщепления вторичной обмоткой мощностью до 25 МВ· А с вторичным напряжением 6 — 10 кВ. Поэтому выбираем схему распределительного устройства на стороне низкого напряжения:

Рисунок 8 — Схема РУ НН

5. Выбор напряжения системы распределения Рациональное напряжение распределения электроэнергии выше 1000 В определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряжения, а также напряжения системы питания.

ТЭР не проводится в следующих случаях:

— если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15−20%, то распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получает питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ;

— если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то распределения принимается равным 6 кВ.

(48)

Так как на нашем заводе нагрузка 6 кВ составляет 15% от общей, то распределения принимаем равное 10 кВ.

5.1 Выбор схемы распределения электроэнергии Схемы внутреннего электроснабжения делятся на: радиальные и магистральные. Радиальными называются схемы, в которых электроэнергию от центра питания передают прямо к цеховой подстанции без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны. Рекомендованы для потребителей второй и третьей категорий. Для данного проекта это КЛ: ГПП — цех № 4 — цех № 6 и т. п.

В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу. Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питаются по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируются и их питание осуществляется по магистральному принципу.

5.2 Выбор силовых распределительных пунктов 10 кВ и 0,4 кВ Для рационального использования РУ мощность РП должна выбираться таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по допустимому току и проверенные по току короткого замыкания, были полностью загружены (с учетом послеаварийного режима), а число отходящих линий от РП, как правило, должно быть не менее 8 — 10. Маломощные линии должны укрупняться, а если по условиям размещения нагрузок это не возможно, то следует применять магистральные схемы. Для данного проекта установка РП не целесообразна по экономическим соображениям. Питание будем осуществлять от ГПП к ТП непосредственно.

Если нагрузка цеха на напряжение до 1000 В не превышает 150 — 200 кВ•А, то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными ЛЭП 0,4 кВ. Для этого проекта — это цеха № 5, 7, 16.

5.3 Выбор мощности и места размещения цеховых трансформаторных подстанций При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготовляемые на комбинатах, транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием.

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

Количество трансформаторов согласно устанавливаемых в цехе можно определить из выражения:

.(49)

Согласно СН 174−75 для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

для цехов с преобладающей нагрузкой 1-й категории при двухтрансформаторных подстанциях — 0,65 0,7

для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием — 0,7 0,8

для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при использовании централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузкой 3-й категории — 0,9 0,95.

РП и ТП располагают по возможности В ЦЭН цеха, когда РП или ТП нельзя расположить в ЦЭН, то место расположения смещается в сторону ИП.

Цеховые трансформаторы выбираются по (за минусом мощности БСК) с учетом — удельной плотности нагрузки.

Удельная мощность цеха:

(50)

где F — площадь цеха, м².

При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если не превышает 0,2 кВ•А/м², то при любой мощности цеха мощность трансформаторов должна быть не более 1000 кВ•А. Если в пределах 0.2−0,3 кВ•А/м², то единичная мощность трансформаторов может приниматься равной 1600 кВ•А. Если более 0,3 кВ•А/м², то на ТП могут устанавливаться трансформаторы 2500 кВ•А.

Таблица 9 — Сведения о нагрузках 0,4 кВ

Из таблицы 9 видно, что в цехах № 1, 3, 13, 15−19 трансформаторы могут быть более 1000 кВ•А. В цехах № 5, 7 и 16 установка трансформаторов не целесообразна из-за малой мощности, питание осуществим от ближайшего ТП.

Порядок выбора и расчет потерь мощности в трансформаторах рассмотрим на примере цеха № 2 (механический цех № 1).

Определим удельную нагрузку рассматриваемого цеха:

кВ•А/м²

т.к. плотность электрической нагрузки не превышает 0,2 кВ•А/м², то мощность трансформаторов не может быть больше 1000 кВ•А. По величине расчетной максимальной мощности выбираем две двухтрансформаторные ТП с трансформаторами марки ТМГ — 630/10 и проверяем их на перегрузочную способность:

; (51)

.(52)

Отсюда следует, что данные трансформаторы обеспечивают резервирование.

Таблица 9 — Выбор число ТП и числа трансформаторов 10/0,4 кВ

5.4 Выбор способа канализации электрической энергии

По территории завода передачу электрической энергии будем осуществлять КЛЭП.

При распределении электроэнергии по КЛЭП необходимо произвести выбор трассы, способа прокладки и типа кабеля.

Правильный выбор трассы является одним из основных факторов, определяющих материалоёмкость КЛЭП и удобство её эксплуатации. Не рекомендуются пересечения КЛЭП между собой, а также трубопроводами и другими коммуникациями. КЛЭП прокладываются в блоках, каналах, по стенам зданий, а также в траншеях. Внутри зданий силовые кабели могут прокладываться в каналах, туннелях, блоках и кабельных этажах.

При выборе способа прокладки силовых кабелей, согласно [8], необходимо учитывать следующие рекомендации:

— в одной траншее целесообразно прокладывать не боле шести кабелей;

— при числе кабелей более 20 рекомендуется прокладка в каналах, туннелях;

В распределительных сетях промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15−20 МВМА следует применять токопроводы. Для этого дипломного проекта сечения 240 мм² будет достаточно, поэтому от применения токопровода отказываемся.

5.5 Потери мощности в трансформаторах КТП После проведенного выбора трансформаторов производим окончательный расчет потерь мощности в них. Для этого необходимо определить потери активной и реактивной мощности по формулам:

;(53)

;(54)

;(55)

;(56)

,(57)

где — мощность потерь холостого хода трансформатора; - мощность потерь короткого замыкания (справочные данные); _. — коэффициент загрузки в нормальном режиме, — расчетная максимальная нагрузка цеха, кВ•А, — номинальная мощность трансформатора, кВ•А.

Рассчитаем потери в одном трансформаторе цеха № 2 (механический цех):

кВт;

квар;

квар;

квар.

кВ•А.

После определения количества и мощности трансформаторов цеховых КТП, нанесем на генеральный план схему канализации электроэнергии по территории промышленного предприятия, нанося при этом трассы кабельных линий электропередачи (см. рис. 9).

Таблица 11 — Справочные характеристики трансформаторов 10/0,4 кВ

Выбираем все трансформаторы с естественным конвекционным масляным охлаждением Самарского завода «Электрощит», т.к. сухие трансформаторы малой мощности стоят дороже масляных.

Таблица 12 — Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ

5.6 Выбор сечения и марки проводников системы распределения Выбор сечения кабельных линий ЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. При прокладке кабельных линий в земле допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном и ПАР режимах определяются по выражениям:

,(58)

где — поправочный коэффициент учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

— поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без таковых);

— коэффициент допустимой перегрузки, который зависит от вида изоляции

— коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта;

— коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение;

— допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ (или справочника) для различных марок кабеля (для различной изоляции кабеля);.

Коэффициентами и можно приравнять единицеПри проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима для кабельных линий напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток на время ликвидации аварии перегрузку в зависимости от вида изоляции (для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена — 10%).

Произведем выбор и проверку кабельных линий электропередачи, результаты расчетов сведем в таблицу 13.

Рассмотрим пример расчета линии № 4 от ГПП до цеха № 3 (механический цех № 2). В этом цехе установлена двухтрансформаторная КТП, от которой также получает питание цех № 14:

Расчетный ток в нормальном режиме линии № 2:

А,(59)

где — потери в трансформаторе, — число КТП, установленных в цехе.

в послеаварийном режиме — ток линии сразу всей КТП:

А. (60)

Выбор кабеля производим по нагреву током нормального и послеаварийного режимов с учетом поправочных коэффициентов.

По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель сечением 70 мм² с допустимым длительным током 210 А. При проектировании будем использовать на 10 кВ кабель марки АПвПг, для потребителей 0,4 кВ — ААШВУ.

; (61)

,(62)

где, А — допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ для токопроводящей жилы сечением 70 мм² с изоляцией из сшитого полиэтилена; - поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле; - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли (для нормальной почвы); - коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена — 10%). По послеаварийной перегрузке кабель проходит.

Окончательно принимаем кабель марки 3АПвПг-10−170. После нахождения тока короткого замыкания проверяем данный кабель на термическую стойкость.

Рисунок 9 — Транспорт электроэнергии авторемонтного завода

6. Технико-экономические расчеты при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий

Выбор рационального напряжения

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

Для определения приближенного значения рационального напряжения воспользуемся формулой (30), рассчитанной ранее кВ Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше, а другое больше) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Критерием для выбора варианта системы питания является минимум суммарных дисконтных затрат, т. е. разновременных затрат, приведенных к одному периоду — началу сооружения объекта.

Расчет приведенных затрат при напряжении 35 кВ

Исходные данные:

— длина линии: =6 км;

— стоимость электроэнергии: =3,5 руб./кВт· ч;

— число часов использования максимума нагрузок: =6094,09 час;

— сопротивление трансформатора: =0,3185 Ом; (ТДН-16 000/35У1).

— напряжение питания: =35 кВ;

Удельные сопротивления провода (активное) Ом/км (АС-185мм²).

Ом, (63)

Для определения необходимо выбрать материал опор и определить район по гололеду. Примем, что линия 2х-цепная выполнена на металлических опорах, а район по гололеду для заданного района проектирования — 2.

Согласно укрупненным показателям стоимость сооружений линий за километр: АС-185 — 22 тыс. руб./км. [22, табл.9.5]

Тогда капитальные вложения на сооружение линий:

тыс. руб.

Сравнение производят для следующей схемы РУ ВН:

Рисунок 10 — Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

Для ОРУ подстанций выбираем блока линия — трансформатор с выключателями (стоимость 5,4 тыс. руб.). [22, табл.9.14]

В качестве стоимости трансформаторов принимаем расчетную стоимость

(=58 тыс. руб. — трансформатор 16 МВА). [22, табл.9.18]

Постоянная часть затрат на сооружение подстанции 3510 — 70 тыс. руб. [1, табл.9.35]

тыс. руб.(64)

тыс. руб.(65)

тыс. руб.(66)

тыс. руб.(67)

Кроме капитальных вложений на сооружение сети необходимо рассчитать ежегодные издержки на эксплуатацию сети. Для линий 35 кВ суммарный коэффициент, для подстанций 35/6 кВ — [22, табл.8.2].

тыс. руб.(68)

тыс. руб.(69)

Величина потерь мощности в линиях:

кВт.(70)

Величина потерь мощности в трансформаторах:

кВт.(71)

Время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума ].

часов в год .(72)

Окончательно получаем:

млн. руб.(73)

Ежегодные эксплуатационные расходы:

тыс. руб.(74)

Минимум приведенных затрат:

тыс. руб.(75)

где — норма дисконта, равная 0,08. .. 0,12;

Расчет приведенных затрат при напряжении 110 кВ

Исходные данные:

— длина линии: =6 км;

— стоимость электроэнергии: =3,5 руб./кВт· ч;

— число часов использования максимума нагрузок: =6094,09 час;

— сопротивление трансформатора: =2,42 Ом; (ТДН-16 000/110У1).

— напряжение питания: =110 кВ;

Удельные сопротивления провода (активное) Ом/км (АС-70 мм²).

Ом, (76)

Примем, что линия 2х-цепная выполнена на металлических опорах на 110 кВ, а район по гололеду для заданного района проектирования — 2.

Согласно укрупненным показателям стоимость сооружений линий за километр: АС-70 — 17,3 тыс. руб./км. [22, табл.9.5]

Тогда капитальные вложения на сооружение линий:

тыс. руб.(77)

Для расчета необходимо предварительно выбрать схемы ОРУ. Для ОРУ подстанций выбираем блока линия — трансформатор с выключателями (стоимость 36 тыс. руб.). [22, табл.9.14]

В качестве стоимости трансформаторов принимаем расчетную стоимость

(=61 тыс. руб. — трансформатор 16 МВА). [22, табл.9.19]

Постоянная часть затрат на сооружение подстанции 110/6 — 130 тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Кроме капитальных вложений на сооружение сети необходимо рассчитать ежегодные издержки на эксплуатацию сети. Для линий 110 кВ суммарный коэффициент, для подстанций 35/6 кВ ;

тыс. руб.

тыс. руб.

Величина потерь мощности в линиях:

кВт.

Величина потерь мощности в трансформаторах:

кВт.

Окончательно получаем:

млн. руб.

Ежегодные эксплуатационные расходы:

тыс. руб.(78)

Минимум приведенных затрат:

тыс. руб.(79)

Таблица 12а — Результаты расчетов приведенных затрат

Вывод: так как приведенные затраты при напряжении 110 кВ получились меньше приведенных затрат при напряжении 35 кВ, поэтому целесообразно принять рациональное напряжение 110 кВ.

7. Расчет токов короткого замыкания

При учебном проектировании будем применять метод эквивалентных ЭДС. Он используется для расчета токов трехфазного короткого замыкания и токов прямой последовательности несимметричных КЗ. Наиболее часто определяются токи в начальный момент короткого замыкания.

Расчет производят исходя из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение.

Схема расчета Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети (среднее номинальной напряжение), а именно: 115; 10,5; 6,3; 0,4; 0,23 кВ.

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрических аппаратов, токоведущих частей по условию электродинамической стойкости, с целью обеспечения систем электроснабжения надежным в работе оборудованием.

Точка К-1

Выбираем базисные величины: МВ· А,

кВ.

Расчет ведем в относительных единицах.

кА.(80)

Сопротивление системы, приведенное к базисным условиям: о.е.

Сопротивление ВЛЭП:

о.е.;(81)

о.е. (82)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-1:

о.е.; (83)

о.е.;(84)

о.е. (85)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1:

кА.(86)

Ударный ток КЗ в точке К-1:

кА. (87)

Где — ударный коэффициент (по таблице 6.3).

Далее приведем расчет для максимального и минимального режимов, причем учтем, что влияние двухфазного КЗ (в общем виде учитывается как) по отношению к трехфазному.

Выбираем базисные величины: МВА, кВ.

Сопротивление системы, приведенное к базисным условиям:

Ом; (88)

Ом (89)

Сопротивление ВЛЭП:

Ом (90)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-1:

Ом;(91)

Ом (92)

Значение тока КЗ в точке К-1:

кА;(93)

кА;(94)

кА.(95)

Точка К-2

кВ; кА.(96)

Сопротивление трансформатора ТДН-16 000/110:

о.е.; (97)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2:

о.е.;(98)

о.е.

о.е.;(99)

кА.(100)

Ток подпитки АД не учитываем, т. к двигатели подключены через трансформаторы 10/6 кВ.

Значение токов от двигателя (неучтенная подпитка):

Тип АД (цех № 1): 4А3М-1250/6000-УХЛ4, общее число двигателей — 3, кВ· А, о.е., о.е. Согласно таблице 13 двигатели запитаны кабелем 3АПвПг-10−195.

Сопротивление кабельной линии ПГВ-АД-1250:

о.е.;

о.е.,

о.е.,

о.е.

Ток одного двигателя ПГВ:

кА

Ток неучтенной подпитки

кА.

При выборе оборудования 10 кВ прибавим и этот ток Ударный ток КЗ в точке К-3:

кА. (101)

где — ударный коэффициент (по таблице 6.3).

Расчет максимального и минимального режимов:

Для расчета сопротивления трансформатора нам необходимы следующие значения:

%, %, кВ, кВ.

Сопротивление трансформатора ТДН-16 000/110:

Ом; (102)

Ом; (103)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2:

Ом; (104)

Ом;(105)

кА;(106)

кА;(107)

кА.(108)

Точка К-3

Расчет проводим в именованных единицах. Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно нулю (,).

Сопротивление силового трансформатора ТМ-1000−10

мОм, мОм;

Сопротивление трансформатора тока не учитываем.

Сопротивление автоматического выключателя:

мОм, мОм;

Сопротивление контактов:

мОм — для контактных соединений шинопроводов,

мОм — для контактных соединений коммутационных аппаратов.

Сопротивление шин:

мОм, мОм;(109)

Сопротивление дуги:

мОм.(110)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К- 3:

мОм (111)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3:

кА.(112)

Ударный ток КЗ:

кА.(113)

Результаты расчета токов КЗ сведены в табл. 14.

Таблица 14 — Расчет токов короткого замыкания

8. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения предприятия Основной критерий выбора при выборе аппарата — соблюдение условия:

(114)

где — номинальное напряжение аппарата; _. — номинальное напряжение сети.

При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без допустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата (расчетная температура окружающей среды принята +35⁰С).

(115)

где — номинальный ток аппарата; - наибольший ток утяжеленного режима.

Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкость при токах короткого замыкания.

8.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Высоковольтный выключатель — коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепей высокого напряжения как в нормальном, так и в аварийном режимах. В пределах одного РУ рекомендуется применять однотипные выключатели.

В современных распределительных устройствах 6−10 кВ и выше применяют элегазовые, бесконтактные, вакуумные выключатели.

Выбор высоковольтных выключателей осуществляется по условиям:

— по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания .

— по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока.

— по термической стойкости проверка осуществляется по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ.

Ток в питающей линии ВЛЭП в нормальном режиме по (41):

А.

ток в линии в послеаварийном режиме (ПАР) по (46):

А

Предварительно выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110−40/2500У1 [7, табл. 2.1].

кА²/с.(116)

сек.

Таблица 15 — Выбор выключателя 110 кВ

Выключатель ВГТ-110−40/2500У1 по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

8.2 Выбор и проверка разъединителей

Предварительно выбираем: разъединитель[17, табл. 5.5] РНДЗ.1−110/2000У1 — разъединитель наружной установки, однополюсного исполнения, двухколонковый с заземляющими ножами Таблица 16 — Выбор разъединителя 110 кВ

Разъединитель РНДЗ.1−110/2000У1 по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

8.3 Выбор и проверка выключателей нагрузки и предохранителей

Выбираем выключатель на отводе трансформатора ТДН-16 000/110.

Рабочий ток:

А.(117)

ток послеаварийном режиме (ПАР) для расщепленной обмотки:

кА .(118)

Проверим выключатель по более жесткому режиму: полуторократная перегрузка по току трансформатора:

кА.

После нахождения токов на вводах 10 кВ необходимо определиться с выбором типа ячеек КРУ. Выбираем серию и К-63 (отходящие линии и ввод).

Таблица 17 — КРУ 10 кВ серии К-63

Предварительно выбираем выключатель марки BB/TEL-10−12,5/1600У2 [7, табл. 20] - выкуумный выключатель внутренней установки ().

кА²/с.(119)

сек.

Таблица 18 — Выбор выключателя 10 кВ

Выбираем на все отходящие КЛ — выключатели вакуумные BB/TEL-10−12,5/630У2 [7, табл. 20].

На магистральных линиях основным коммутационным аппаратом является выключатель нагрузки. Произведем его выбор. Максимальный ток (ПАР) на магистральной линии ГПП-ТП8 — 171,95 А. Предварительно выбираем выключатель нагрузки марки BНПР-10−400/20-У2 [7, табл. 22] - автогазовый выключатель внутренней установки ().

Тогда

кА²/с.

Таблица 18а — Выбор выключателя нагрузки 10 кВ

Выбираем для защиты магистральных присоединений предохранители марки ПКТ101−10−16−12,5У3 [7, табл. 23] с номинальным током предохранителя 16 кА и номинальным током отключения 12,5 кА.

Выключатели ВВ/ТЕL-10−12,5/1600У2 (ввод), ВВ/ТЕL-10−12,5/630У2 и BНПР-10−400/20-У2 по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке на вводы и на отходящие линии. Для установки на ГПП (РУНН) принимаем ячейки марки К-63. Даже с учетом подпитки от двигателей выключатели проходят.

8.4 Выбор и проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся коммерческие расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1, для включения указывающих электроизмерительных приборов — не ниже 3, для релейной защиты — класс 10(Р). Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

.(120)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении. Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности, Ом:

(121)

где — суммарная мощность, потребляемая приборами, В· А; - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

Сопротивление контактов принимают 0,05 Ом при двух-трех и 0.1 — при большем количестве приборов. По напряжению и току в первичной обмотки трансформатора тока выбираем трансформатор тока марки ТШЛ-10УТ3

Таблица 19 — Выбор трансформатора тока 10 кВ

Проверку на динамическую стойкость не делаем, т.к. это шинный трансформатор тока. Трансформаторы тока включены в сеть по схеме «неполной звезды» на разность токов двух фаз (см. рис. 14)

Рисунок 14 — Схема включения приборов к ТТ.

Чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия

. .(122)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Таблица 20 — Наименование приборов

Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности:

Ом.(123)

Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в шкафах КРУ l = 6 м, т.к. схема соединения — неполная звезда, то):

мОм.(124)

Сопротивление контактов r_к принимаем 0,1 Ом (т.к. приборов более 3), тогда

Ом.(125)

Трансформатор тока по условиям проверки подходит.

8.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения на ГПП (РУНН) выбираем по конструкции, схеме соединения;

где — номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ; класс точности. Проверку ТН осуществляют по мощности вторичной обмотки для выбранного класса точности:, где — расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, В•А; - номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, В· А.

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИТ-10-У2, на рис. 14 показана схема подключения измерительных приборов.

Таблица 21 — Выбор трансформатора напряжения

Рисунок 14 — Схема электрических соединений НАМИТ.

кВ; класс точности 0.5;

В· А В· А,(126)

т.о трансформатор напряжения подобран правильно.

8.6 Проверка кабельных линий на термическую стойкость Поскольку процесс КЗ кратковременный, то можно считать, что все тепло, выделяемое в проводнике кабеля, идет на его нагрев.

Максимально допустимые кратковременные повышения температуры при КЗ для силовых кабелей принимаются: с изоляцией из сшитого полиэтилена до 10 кВ с медными и алюминиевыми жилами — 200⁰С. Определим минимальное сечение кабельной линии отходящей от ГПП (для кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена и алюминиевыми жилами С = 95):

;(127)

кА²/с.(128)

мм², ближайшее большее сечение 70 мм².

Таким образом все кабельные линии, отходящие от ГПП, выбранные сечением менее 70 мм² меняем соответственно на АПвПг-10−1Ч70. Данные сечения проходит по термической стойкости.

8.7 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 0,4 кВ

К аппаратам, устанавливаемым в сетях низкого напряжения, относятся рубильники, предохранители, автоматы, трансформаторы тока и напряжения.

Выключатели автоматические (автоматы) служат для коммутации электрических цепей в нормальном режиме и отключения тока: при коротких замыканиях, перегрузках и недопустимых снижениях напряжения.

При выборе аппаратов к ним должны предъявляться требования надежности и безопасности в работе при наименьших затратах.

Все аппараты должны:

соответствовать условиям окружающей их среды и роду;

удовлетворять условиям работы в нормальном режиме;

быть устойчивыми к токам КЗ.

Выбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформатора ТМ-2500/10.

А. (132)

Выбираем выключатель марки ВА 75−47 [7, табл. 28]

Таблица 23 — Выбор автоматического выключателя 0,4 кВ

Выключатель по условиям проверки подобран правильно.

Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки:

А (133)

Принимаем уставку электромагнитного расцепителя А.

Автоматы проверяются по току отключения, по ударному току ,(134)

где — допустимый ударный ток для аппарата, гарантированный комбинатом; - ударный ток КЗ из расчета; - действующее значение тока отключения, допустимое для аппарата, гарантированное комбинатом; - действующее значение тока КЗ из расчета.

8.8 Выбор понижающего трансформатора 10/6 кВ Данный трансформатор необходим к установке в цеха с нагрузкой 6 кВ: № 1 (литейная, печи стального и цветного литья), т.к. распределительная сеть 10 кВ, а нагрузка цеха — 6 кВ.

Рассмотрим цех №: кВ· А, двигателей 3 шт. по 1250 кВт (или 1404 кВ· А). Необходима установка трансформатора 1600 кВ· А на каждый двигатель.

Выбираем трансформатор ТМЗ-1600/10 с кВ, кВ Самарского завода «Электрощит».

9. Расчет релейной защиты систем электроснабжения

9.1 Расчет токов короткого замыкания Виды защит двигателя:

— от междуфазных КЗ

— Защита от замыкания на землю обмотки статора

— Защита от перегрузки МТЗ-2

— Защита от пониженного напряжения

Значения токов КЗ, рассчитанные в разделе 7.

9.2 Расчёт уставок релейной защиты асинхронного двигателя 4АЗМ-1250/6000

Для защиты асинхронного двигателя выбираем устройcтво МПРЗА типа Сириус-Д

9.2.1 Защита от междуфазных КЗ

В качестве основной защиты от междуфазных КЗ предусматриваем токовую отсечку с использованием МПРЗА типа Сириус-Д. Ток срабатывания отсечки определяем исходя из условий отстройки пускового тока двигателя:

А (131)

при условии, что до КЗ электродвигатель работал с номинальной нагрузкой, где

А. (132)

Ток срабатывания реле отсечки рассчитывается по выражению:

А, (133)

(134)

где — коэффициент отстройки, учитывающий апериодическую

составляющую тока КЗ и погрешность реле МПРЗА типа Сириус-Д;

— коэффициент схемы при включении реле на фазные токи

трансформаторов тока;

— коэффициент трансформации трансформатора тока (200/5).

Определяем чувствительность защиты:

.(135)

9.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора Необходимо определить уставки токовой защиты от замыкания на корпус обмотки статора синхронного электродвигателя, подключенного к сети с изолированной нейтралью, суммарный емкостной ток которой по условию задания А. Электродвигатель связан с ГПП линией сечением 120 мм² длиной 100 м. Реле защиты подключено к ТТНП типа ТЗЛМ.

Емкость фазы статора двигателя определяется по выражению:

Ф (136)

Собственный емкостной ток электродвигателя вычисляется по формуле:

А, (137)

где — номинальная частота сети, Гц.

Собственный емкостной ток линии, входящей в зону защиты, определяется по выражению:

А, (138)

где — собственный емкостной ток единицы длины линии ;

l — длина линии; m — число проводов кабелей в фазе линии.

Установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения определяется как сумма емкостных токов электродвигателя и линии от места установки ТТНП до линейных выводов электродвигателя:

А.(139)

Первичный ток срабатывания защиты определяем по выражению:

(140)

где К_о — коэффициент отстройки, принимаемый равным1.21.3;

К_Б — коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги.

А.

Принятое значение первичного тока срабатывания защиты удовлетворяет условиям чувствительности к однофазным замыканиям на землю и в линии к электродвигателю, и в обмотке статора.

Суммарный емкостной ток одной секции без двигателя:

А.

. (141)

9.2.3 Защита от перегрузки МТЗ-2

Ток срабатывания реле МТЗ электродвигателя рассчитывается по выражению:

(142)

(143)

где — коэффициент отстройки при действии МТЗ на отключение;

— коэффициент возврата индукционной части реле МПРЗА типа Сириус-Д. Принимаем уставку по току А.

Выдержка времени МТЗ от перегрузки выбирается из условия надёжного несрабатывания защиты при пуске электродвигателя:

с, где с — время пуска для электродвигателя.

9.2.4 Защита от пониженного напряжения Для электродвигателей ответственных механизмов предусматривается защита минимального напряжения с действием на отключение с выдержкой времени 0,51,5с. Напряжение срабатывания защиты принимается:

В.(144)

При номинальном вторичном напряжении трансформатора напряжения

100 В В.

10. Самозапуск электродвигателей Целью данного раздела является расчет процесса восстановления нормальной работы электропривода без вмешательства персонала после кратковременного перерыва электроснабжения или глубокого снижения напряжения.

Главная задача самозапуска — сохранить работоспособность технологической линии и наиболее полно использовать средства автоматизации СЭС.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск обычно допустим как для самих механизмов, так и для их ЭД.

Если невозможно обеспечить самозапуск всех двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск ЭД для ответственных механизмов первой категории по надежности электроснабжения, отключение которых по условиям технологии невозможно.

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

— одновременно пускается группа электродвигателей;

— в момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

— самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

Рассмотрим цех № 1(литейная, печи стального и цветного литья) — первая категория, запитаны с ПГВ, установлены асинхронные двигатели 3×4АЗМ-1250/6000 УХЛ4.

Таблица 23 — Справочные данные двигателя:

Двигатель получает питание с ГПП, то время перерыва электроснабжения примем сек., момент инерции механизма примем равным (насосная), момент сопротивления механизма, показатель степени, характеризующий механизм, число оборотов в минуту .

Электромеханическая постоянная времени механизма м двигателя определяется:

(166)

где — синхронное число оборотов в минуту, — номинальная мощность двигателя.

с.

Выбег определяется по формуле:

(167)

где — время нарушения электроснабжения, — момент сопротивления механизма.

Скольжение:

(168)

Коэффициент загрузки:

(169)

Скольжение:

(170)

За базисную мощность принимаем мощность питающего трансформатора, установленного на ГПП МВ•А, базисное напряжение кВ.

Сопротивление системы:

Ток КЗ на шинах 10 кВ: кА.

Мощность КЗ:

МВ· А (171)

Сопротивление системы:

о.е.(172)

Сопротивление кабельной линии, питающей данный двигатель (95 мм²):

о.е.(173)

Сопротивление понижающего трансформатора 10/6 кВ о.е.

Нагрузка учитывается только реактивным сопротивлением:

о.е.(174)

(175)

Пусковая мощность:

кВ•А (176)

Индуктивное сопротивление двигателя:

о.е.(177)

Суммарное сопротивление до двигателя:

о.е.(178)

о.е. (179)

Напряжение самозапуска без активного сопротивления:

о.е.(180)

Проверим возможность самозапуска:

М_А>M_мех(155)

о.е.;(181)

(182)

Из расчета видно, что самозапуск возможен.

Избыточный момент:

(183)

Время самозапуска:

с.(184)

Дополнительный нагрев:

°С, (185)

где — плотность тока в обмотках .

Вывод: расчет показывает, что самозапуск возможен, причем нагрев обмоток будет минимален.

11. Расчет заземляющего устройства подстанции На подстанции необходимы три вида заземлений: защитное, рабочее, молниезащитное.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановки. К защитному заземлению относятся заземления металлических нетоковедущих частей установки, нормально не находящихся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного уровня.

Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы электроустановок. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек.

Молниезащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений. К молниезащитному заземлению относятся заземления молниеотводов, разрядников, опор линий, тросов, крыш закрытых распределительных устройств.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, находящегося в непосредственном соединении с землей, и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем.

Для всех трех видов заземлений может использоваться одно и то же заземляющее устройство, но при этом его сопротивление выбирается по наиболее жестким требованиям, т. е. по наименьшей допустимой величине. Для рабочего и защитного заземления всегда используется общий заземлитель. Причем наименьшее допустимое сопротивление обычно имеет защитное сопротивление.

Рассмотрим порядок расчета и конструкцию защитного заземления.

Для расчета защитного заземления используются два основных инженерных способа: 1) коэффициентов использования; 2) наведенных потенциалов.

Для учебных целей, когда точных данных нет, обычно пользуются первым способом.

В настоящее время расчет заземлителей производится в большинстве случаев по допустимому сопротивлению заземлителя. И лишь заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в районах с большим удельным сопротивлением земли, в том числе в районах многолетней мерзлоты ПУЭ, рекомендует выполнять по допустимому напряжению прикосновения [1, с. 106].

Поэтому мы рассмотрим способ коэффициентов использования, расчет выполним по допустимому сопротивлению растекания тока.

По выберем открытую типовую подстанцию 110/10 кВ с размерами. Определяем периметр типовой подстанции: м.

электрический трансформатор схема Начальные данные (вариант 13):

Сопротивление растеканию заземляющего устройств подстанции должно быть следующим:

1) на высокой стороне сопротивление заземления подстанции следует взять согласно Ом.

2) на низкой стороне воспользуемся формулой:

но не более 10 Ом;(186)

где — расчетный ток замыкания на землю, А.

За расчетный ток в сетях с изолированной нейтралью принимается полный ток замыкания на землю при полностью включенных присоединениях электрически связанной сети. Ток замыкания можно определить по приближенной формуле

(187)

где U — линейное напряжение сети, кВ; l_К и l_В — общая длина электрически связанных между собой кабельных и воздушных линий, км. Для нашего случая А. Применив формулу увидим, что на низкой стороне Ом (расчетное — Ом).

Определение сопротивления искусственного заземлителя

Переходим к расчету заземлителей. Заземлители делятся на естественные и искусственные. В качестве естественных заземлителей используем систему трос-опора.

Сопротивления естественных заземлителей обычно измеряют, при этом результат измерения следует умножить на коэффициент сезонности (табл. 2 или 3). При отсутствии измеренного сопротивления его можно оценить по формулам, выведенным для искусственных заземлителей аналогичной формы [14], или специальным формулам.

(188)

где — расчетное, т. е. наибольшее (с учетом сезонных колебаний), сопротивление заземления одной опоры, Ом rактивное сопротивление троса на длине одного пролета, Ом; n — число тросов в опоре. Активное сопротивление стального троса r = 0,15 l /S, где l -длина пролета, м; S — сечение троса, мм².

Для нашего случая: сопротивление одной опоры Ом, длина пролета м, сечение троса мм², линия двухцепная, защищена одним тросом. По расчету получается сопротивление системы трос-опора Ом. Следовательно этого не достаточно, значит необходим искусственный заземлитель: Ом.

Если сопротивления естественных заземлителей недостаточно, то применяются искусственные заземлители. Искусственные заземлители — это металлические электроды, заглубленные в землю специально для устройства заземлений. На подстанциях обычно выполняются контурные заземлители, они состоят из вертикальных электродов, связанных между собой горизонтальным электродом, уложенным на глубину 0,5 — 0,7 м по контуру подстанции (рис. 18).

11.3 Выбор формы и размеров электродов Вертикальные электроды в контуре не следует устанавливать слишком часто, ток как при этом они экранируют друг друга, увеличивая суммарное сопротивление.

Взаимное влияние электродов заземлителя друг на друга учитывается в расчете введением коэффициента использования вертикальных и горизонтального электродов, которые зависят от отношения, где — среднее расстояние между вертикальными электродами; - периметр контурного заземлителя, — число вертикальных электродов, l — длина вертикального электрода.

Соединения горизонтальных и вертикальных электродов осуществляется сваркой. Окраска электродов запрещена.

Для вертикальных электродов выбираем прутки из черной стали диаметром мм (до 2008 года использовался мм), длиной м, а для горизонтальных полосу мм. Первый расчет — приблизительный, а потом уже уточняющий расчет. Весь процесс расчетов расписывать нецелесообразно, поэтому выпишем лишь те значения, которые необходимы.

Выбор количества электродов Предварительно выбираем рекомендованные 50 электродов. Для этих данных расстояние между электродами м, а отношение. Тогда расчетное значение .

Определим расчетное удельное сопротивление грунта

С учетом коэффициента сезонности, грунт — глина с Омм. Омм.

Произведем расчет для горизонтальных электродов. Коэффициент сезонности. Омм.

Определяем сопротивление растеканию тока одного электрода

Для вертикального электрода:

(189)

где — длина вертикального электрода, м; - диаметр электрода, м; - расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м.

У нас м, м, м. Тогда Ом.

Определяем примерное число вертикальных электродов

При предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов :

(190)

где — необходимое сопротивление искусственного заземлителя, для нашего случая это электродов.

Определяем сопротивление растеканию тока Для горизонтального электрода

(191)

где — длина горизонтального электрода, м; - глубина его заложения, м; - диаметр электрода, м. Для полосы шириной подставляют вместо эквивалентный диаметр .

У нас м, м. Тогда Ом.

Уточнение коэффициентов использования На плане подстанции вновь наносится схема заземлителя, по вычисленному значению определяется среднее значение и по отношению (- длина вертикального электрода) уточняется коэффициент использования вертикальных () и определяется коэффициент использования горизонтального () электродов.

Определяем уточненное число вертикальных электродов С учетом проводимости горизонтального электрода:

(192)

Если уточненное число вертикальных электродов более чем на 10% отличается от примерного числа, то рекомендуется уточнить коэффициенты использования и и повторить расчет. На нашей подстанции электродов, округлим в сторону увеличения и получим необходимое значение — 49 электрода.

Определяем окончательное сопротивление растекания принятого группового заземлителя:

. (193)

Это сопротивление должно быть .

Требуемое значение сопротивления: Ом;

Расчетное значение сопротивления: Ом;

Запас: 0,012

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения применяются выравнивающие сетки. На открытых подстанциях рекомендуется укладывать сетки на глубине 0,5 — 0,7 м с размером ячеек 6 -12 м. Сопротивление сетки в расчетах не учитывается, обеспечивая дополнительное (резервное) уменьшение сопротивления. Размещение продольных и поперечных полос по территории открытой подстанции приведено в пособии Ю. И. Солуянова.

Рисунок 19 — Контурный заземлитель открытой подстанции: 1? забор; 2? оборудование; 3? заземляющее устройство

12. Защита подстанции от прямых ударов молнии Открытые распределительные устройства (ОРУ) подстанции 35 — 500 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами. Возможны два способа защиты подстанций.

1. Установка молниеотводов на конструкциях и подсоединение их к общему заземляющему устройству подстанции.

2. Установка отдельно стоящих молниеотводов со своими обособленными заземлениями.

Первый способ защиты дешевле, так как требует значительно меньше металла на изготовление молниеотводов и заземляющих устройств. По этому способу используется высота конструкций, и молниеотводы получаются меньшей высоты, так как они ближе расположены к защищаемому оборудованию и эффективнее используются их защитные зоны.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ 220 кВ и выше необходимо выполнять молниеотводами, устанавливаемыми на конструкциях. Защиту ОРУ 110 кВ можно выполнять на конструкциях при эквивалентном удельном сопротивлении грунта в грозовой сезон Омм, а защиту ОРУ 35 кВ — при Омм.

Молниеотводы можно устанавливать на следующих конструкциях: порталах, опорах линий, прожекторных мачтах, закрытых распределительных устройствах (ЗРУ).

На трансформаторных порталах допускается установка молниеотводов при соблюдении условий установки молниеотводов на конструкциях и выполнении следующих дополнительных условий.

1. Удельное сопротивление грунта в грозовой сезон должно быть не более 350 Омм.

2. Место присоединения конструкции с молниеотводом к заземляющему устройству должно быть удалено по магистралям заземления от места присоединения к нему бака трансформатора на расстояние не менее 15 м.

3. Непосредственно на выводах обмоток 3 — 35 кВ трансформаторов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, включая ответвления к разрядникам, должны быть установлены вентильные разрядники.

4. Должно быть обеспечено растекание тока молнии от стойки конструкции с молниеотводом по трем-четырем направлениям с углом не менее 90є между ними.

5. На каждом направлении, на расстоянии 3−5 м от стойки молниеотводом, должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной 5 м.

6. Заземляющие проводники РВ или ОПН и силовых трансформаторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству поблизости один от другого.

7. На подстанциях с высшим напряжением 35 кВ сопротивление заземляющего контура не должно превышать 4 Ом, о гирлянды изоляторов на порталах ОРУ 35 кВ следует выполнять на класс напряжения 110 кВ.

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

В настоящее время существуют три основные методики определения зон защиты стержневых молниеотводов.

Первая методика была предложена в ВЭИ в 1936;1940 гг. А. А. Акопяном. По этой методике зона защиты одиночного молниеотвода представляет собой «шатер» (рис. 20), по ней можно рассчитывать зоны защиты молниеотводов высотой до 60 м. Объекты, находящиеся на границе этой зоны (h_x), защищены с вероятностью Р?0,999.

В 60-e годы в МЭИ была предложена упрощенная методика расчета зоны защиты одиночного молниеотвода, в которой шатер заменен отрезками двух прямых (вторая методика).

В третьей методике учтено, что вершина молниеотвода не защищена, поэтому зона защиты одиночного молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус высотой h₀

Расчет молниезащиты подстанции выполняется по первой методике, так как она позволяет по высоте самого высокого защищаемого объекта (обычно портала) сразу определять высоты 3−4 соседних молниеотводов (лишь только при построении зон защиты двух молниеотводов для удобства построения кривые заменены отрезками прямых, как и у второй методики). Поэтому рассмотрим первую методику подробнее.

Радиус зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода на высоте для молниеотводов высотой до 60 м определяется по формуле

(194)

где h — высота молниеотвода, м; - активная высота молниеотвода, м;

Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется окружностью радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку, расположенную посредине между молниеотводами на высоте:

(195)

где, а — расстояние между молниеотводами, м.

Рисунок 21 — Зоны защиты двух молниеотводов высотой до 60 м Наименьшая ширина зоны защиты в середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте определяется по приближенной формуле:

.(196)

Зона защиты трех и более молниеотводов значительно превышает сумму защиты одиночных молниеотводов.

Условие защищенности площади, ограниченной треугольником, выражается соотношением

(197)

где D — диаметр окружности, проведенной через три молниеотвода.

Рисунок 22 — Зона защиты четырех молниеотводов, лежащих в вершинах прямоугольника, в горизонтальном сечении на высоте

Для четырех молниеотводов, лежащих в вершинах прямоугольника (рис.22), при проверке защищенности всей площади на уровне нужно брать диагональ D. При произвольном расположении четырех и более молниеотводов защищаемую площадь нужно разбить на треугольники.

Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется в следующей последовательности:

1. Определить возможность установки молниеотводов на конструкциях.

2. Намечаются места установки молниеотводов (подстанцию нужно защитить минимальным числом молниеотводов с активной высотой = 3 — 10 м).

3. Площадь подстанции разбивается на треугольники или четырехугольники, определяются активная высота и высота молниеотводов.

4. Проверяется защищенность объектов, находящихся за пределами треугольников или четырехугольников. Если какой-либо объект не попал в зону защиты, то увеличивается число молниеотводов или их высота (Проверку рекомендуется выполнять по первой и третьей методике).

5. Рассчитывается заземляющее устройство молниеотводов.

Расчет произведем при помощи программы MOL_4D.EXE, разработанной кафедрой ЭсПП для открытой подстанции 110/10 с гибкой ошиновкой и ремонтной перемычкой.

Размеры подстанции: м, м. Высота порталов — 11 м, оборудования — 3 м, трансформатора — 6 м, ЗРУ — 6 м.

1. Место установки молниеотводов Молниеотводов будет 4 шт., устанавливаем их на конструкции.

2. Места установки молниеотводов.

Программа спрашивает координаты мест установки порталов: это линейные порталы и ЗРУ. См. рис. 23.

Рисунок 23 — Форма представления подстанции 110/10 кВ на экране монитора Производим расчет высоты молниеотвода После расстановки молниеотводов выбирается и рассчитывается первый треугольник (см. рис. 24). Через три, указанных молниеотвода будет проведена окружность, ее диаметр м, а активная зона молниеотвода м. Затем, после ввода высоты самого высокого объекта в этом треугольнике (это порталы), рассчитывается высота молниеотводов. Выдаются и расчетные значения м, м, м.

Проверяем защищенность объектов ПС Всё оборудование, которое попало в треугольник, надежно защищено. Затем точно также рассчитывается второй треугольник. м, м, м, м, м, м.

Рисунок 24 — Треугольники на экране монитора Проверка по третьей методике:; .

Когда все расчеты выполнены верно программа построит зоны защиты подстанции на двух высотах (портала и ЗРУ или КРУН).

Производим заземление молниеотводов Рисунок 25 — Зоны защиты подстанции 110/10 кВ на экране монитора Присоединяем молниеотвод к защитному заземлению (Ом). Обеспечиваем растекание тока молнии от стойки конструкции с молниеотводом по трем-четырем направлениям с углом не менее 90є между ними, на каждом направлении, на расстоянии 3−5 м от стойки молниеотводом, должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной 5 м.

Рисунок 26. Снижение импульсного сопротивления молниеотвода Выбор ОПН в дипломном проектировании В 1999 году вышло новое издание «Руководства по защите электрических сетей 6−1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений», в котором сказано, что основным средством снижения перенапряжения на изоляции электрооборудования подстанции являются ОПН и рекомендуется заменить разрядники на ОПН. В «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций 35−750 кВ «предписано на всех вновь строящихся подстанциях следует устанавливать только ОПН.

На подстанциях ОПН должны быть обязательно установлены:

— между токоведущими частями и землей перед силовыми трансформаторами

— в нейтралях силовых трансформаторов Места установки вентильных разрядников и ОПН на подстанции 110 кВ Рисунок 27 — Места установки ОПН на подстанции 110 кВ ОПН, в отличие от вентильных разрядников, защищают изоляцию электрооборудования, как от грозовых, так и от внутренних перенапряжений. Сначала рассмотрим защиту от грозовых перенапряжений.

Защита от грозовых перенапряжений В 7-м издании ПУЭ при защите подстанций от грозовых перенапряжений на ОПН распространена методика выбора вентильных разрядников.

Ограничители перенапряжений для защиты подстанций от грозовых перенапряжений должны отвечать следующим требованиям [1]:

1. Номинальное напряжение разрядника U_ном. ОПН должно соответствовать номинальному напряжению сети U_{ном. сети}.

2. Расстояние до защищаемого объекта не должно превышать значения, указанные в ПУЭ.

В ПУЭ приведены значения для вентильных разрядников. При использовании ОПН вместо вентильных разрядников расстояние до силовых трансформаторов или другого электрооборудования () определяется по (198):

(198)

где — расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м;

— испытательное напряжение защищаемого оборудования при

полном грозовом импульсе, кВ;

 — остающиеся напряжения на ОПН (РВ) при токе 5 кА.

Рассчитаем для подстанции на 110 кВ, для этого находим по таблицам следующие данные:

Испытательное напряжение грозовым импульсом трансформаторов на 110 кВ кВ; кВ при токе 5 кА грозового импульса 8/20 мкс; кВ при токе 5 кА грозового импульса 8/20 мкс. Из таблицы находим, что для подстанции, к которой подходят ЛЭП с негоризонтальным расположением проводов и имеющей подход 2 км наибольшее допустимое расстояние от вентильных разрядников до трансформатора равно м (расстояние до остального оборудования 200 м).

м.

Следовательно, если расстояние между ОПН и трансформатором не превышает 103 м, то ОПН надежно защитит трансформатор от грозовых перенапряжений.

Для типовых подстанций 30*40 м² реальное расстояние гораздо меньше и все оборудование надежно защищено одним комплектом ОПН.

Защита от внутренних перенапряжений В ПУЭ пока не дано правил выбора ОПН для защиты от внутренних перенапряжений. Поэтому, пока в ПУЭ нет общих правил выбора, лучше их брать в каталогах заводов изготовителей, так как для ОПН разных фирм в выборе есть небольшие отличия, а это может привести к ошибкам и преждевременному выходу их из строя. В 2004;2007 годах Ф. Х. Халилов попытался создать единое руководство по выбору ОПН разных фирм («Таврида-Электрик», «Феникс-88», «Сименс» и др.).

Выбор ОПН Ф. Х. Халилов предлагает выполнять в два этапа:

1) предварительный выбор;

2) окончательный выбор после определения влияющих факторов.

Рассмотрим предварительный выбор ОПН для подстанций 110 кВ.

1. Первым, и наиболее важным, шагом для выбора ограничителя является выбор длительно допустимого рабочего напряжения U_ндр.

Для сети с эффективно заземленной нейтралью (k<1,4) определяется по формуле:

(199)

— максимальное напряжение сети .

ГОСТ 1516.3−96 устанавливает для каждого класса напряжения наибольшее рабочее напряжение (линейное), которое равно .

Например, для ОПН -110 кВ получим 73 кВ, а для остальных классов напряжения расчетные значения U_ндр приведено в таблице 25.

Таблица 25 — Значения для ОПН в нормальном режиме

Второй основной параметр ОПН — это величина импульсного тока, допустимого через варистор ОПН. При значениях тока больше допустимого для выбранных варисторов может произойти их перекрытие по боковой поверхности.

Коммутационные токи через ОПН являются одним из основных факторов, определяющих сечение варисторов и вольтамперную характеристику всего защитного аппарата. Расчет этих токов также обычно выполняется с помощью ЭВМ. Ориентировочные значение для ОПН разных классов напряжения для подстанций приведено в таблице 26.

Таблица 26 — Амплитуды импульсных и коммутационных токов через ОПН

Рассмотрим пример маркировки ОПН-П-110/73/10/2-УХЛ1:

Пэто ограничитель в полимерном корпусе (Ф — в фарфоровом корпусе, Н — для защиты нейтралей);

110- предназначен для работы в сетях 110 кВ;

73- имеет длительно допустимое рабочее напряжение U_ндр=73 кВ;

10 — имеет номинальный разрядный ток 8/20 I=10 кА;

2- имеет 2 класс пропускной способности;

Окончательный выбор ОПН Окончательный выбор ОПН необходим в случае, когда в реальной схеме установки ОПН какие-то условия работы ОПН отличаются от стандартных. В нашем случае это не предусмотрено.

ОПН для защиты нейтралей трансформаторов Если разземлить часть нейтралей, то в нейтрали возникают перенапряжения, опасные для изоляции. Для защиты изоляции в нейтраль ставят по ПУЭ ОПНН-110 кВ.

Основные электрические характеристики ОПНН-110 приведены в табл. 27

Таблица 27 — Основные электрические характеристики ОПНН-110

Нормирование и расчет потребления воды Определение количества требуемой потребителю воды является весьма ответственной задачей при проектировании систем водоснабжения.

Рассмотрим сначала методы определения количеств воды, требуемой для хозяйственно-питьевых нужд населения.

Очевидно, общий расход на нужды населения в каком-либо населенном месте будет пропорционален числу жителей в нем. Для определения общего расхода необходимо знать расход воды на хозяйственно-питьевые нужды, приходящийся на одного жителя, т. е. удельный расход. Он слагается из расходов на самые различные нужды и зависит от характера санитарно-технического оборудования зданий, благоустройства города, климатических условий и т. п. Чем выше степень благоустройства жилых районов, тем больше будет потребление воды; в жарком климате водопотребление будет больше, чем в умеренном или холодном, и т. п.

Опыт эксплуатации водопроводов населенных мест дает возможность определить фактический расход воды одним жителем при разной степени благоустройства жилых районов и в разных климатических поясах. Анализ и обработка этих фактических материалов позволяют выработать нормы водопотребления, т. е. расход воды на одного жителя, который следует принимать в основу определения требуемых расчетных количеств воды при проектировании новых водопроводов (или реконструкции существующих).

В проекте новых Строительных норм и правил рекомендуются нормы хозяйственно-питьевого водопогребления. Здесь несколько упрощена классификация категорий санитарно-технического оборудования зданий и дается только среднесуточное (за год) количество воды, расходуемой на одного жителя.

Большие значения указанных расходов (в пределах каждой категории) принимаются для южных районов страны, а меньшие — для северных.

Для определения общего расхода воды на хозяйственно-питьевые нужды необходимо дополнительно учитывать расход воды на хозяйственно-питьевые нужды рабочих во время пребывания их на производстве, а также расход воды на поливку зеленых насаждений, мойку и поливку улиц и площадей.

Расход воды на хозяйственно-питьевые нужды рабочих принимается равным 45 л, а в остальных цехах — 25 л на каждого работающего в смену. Сверх этого на производствах, связанных с загрязнением тела или требующих особого санитарного режима, должен быть учтен расход воды в душевых из расчета 500 л/ч на одну душевую сетку.

Число поливок в сутки должно приниматься в зависимости от местных климатических условий.

При отсутствии данных о подлежащих поливке площадях СНиП допускают принимать для предварительных расчетов суммарный расход воды на поливку исходя из нормы от 30 до 90 л/сутки на одного жителя (в зависимости от климатических условий).

Расход воды на производственные нужды промышленных предприятий принимают на основании технологических расчетов. Расход воды на единицу продукции сильно колеблется и часто бывает различным даже на аналогичных предприятиях, поскольку он зависит от типа применяемого оборудования и аппаратуры, схемы технологического процесса и местных условий.

Принцип нормирования расхода воды для пожаротушения существенно отличается от принципа нормирования рассмотренных выше расходов воды. При современных средствах пожаротушения предусматривается подача воды в виде струй, получаемых для наружного пожаротушения через пожарные краны (гидранты), установленные на наружной водопроводной сети, а для внутреннего пожаротушения через пожарные краны, установленные на сети внутренних водопроводов. В зависимости от размеров населенных мест, расчетного числа жителей, огнестойкости построек, плотности и характера застройки устанавливают расчетную интенсивность подачи воды для тушения одного пожара, а также расчетное число возможных пожаров на территории города или промышленного предприятия.

Расход воды для пожаротушения на промышленных предприятиях определяется в зависимости от характера производства и степени огнестойкости производственных зданий.

В проекте новых норм дополнительно даются расходы на тушение пожара для производственных зданий шириной до 60 м без фонарей

Указания по определению расчетного числа одновременных пожаров для объединенных водопроводов промышленных предприятий и населенных мест изложены в проекте новых норм.

При определении запаса воды, необходимого для тушения пожара на промышленных предприятиях, расчетную продолжительность тушения пожара принимают равной 3 ч.

Определение расчетных суточных объемов водопотребления Нормы водопотребления позволяют определить общую расчетную потребность в воде объекта, для которого проектируется водопровод. Эта потребность определяется отдельно для каждой категории водопотребителей.

В качестве основного измерителя количества воды, требуемой для водоснабжения данного объекта, обычно принимается суточный расход.

Величина вероятного расхода воды в сутки максимального водопотребления, или так называемый «максимальный суточный расход», является тем основным расчетным расходом, на подачу которого должен быть рассчитан проектируемый водопровод.

При расчете систем водоснабжения следует учитывать возможные предельные отклонения суточного расхода воды (от среднего) не только в большую, но и в меньшую сторону Большая неравномерность водопотребления в течение года обычно наблюдается при относительно малом числе жителей, малом развитии промышленности и относительно значительных сезонных колебаниях температуры Для определения полной расчетной потребности в воде города или поселка на хозяйственно-питьевые нужды к полученному суточному расходу должно быть прибавлено количество воды, необходимой на хозяйственно-питьевые нужды рабочих во время их пребывания на производстве с учетом запланированного числа рабочих, числа рабочих смен и рода производства на предприятиях, расположенных в городе.

Расход воды на производственные нужды промышленных предприятий определяется по заданиям промышленности.

Следует учитывать, что в водопроводах промышленных предприятий величина расхода воды в отдельные сутки года может изменяться в зависимости от режима работы предприятия. На некоторых предприятиях режим расходования воды изменяется по сезонам. Например, расход воды на охлаждение и конденсацию пара зависит от температуры воды источника, поэтому суточный расход летом больше, чем зимой. В ряде случаев режим расходования воды на технические нужды промышленного предприятия не связан с временем года и суточный расход воды постоянен или меняется незначительно.

Таким путем определяется вероятный суммарный расход воды всеми возможными потребителями, расположенными на территории данного объекта.

Оценка природных вод как источников водоснабжения Выбор источника является одной из наиболее ответственных задач при проектировании системы водоснабжения, так как он определяет в значительной степени характер самой системы, наличие в ее составе тех или иных сооружений, а следовательно, стоимость и строительства и эксплуатации.

Источник водоснабжения должен удовлетворять следующим основным требованиям:

а) обеспечивать получение из него необходимых количеств воды с учетом роста водопотребления на перспективу развития объекта;

б) обеспечивать бесперебойность снабжения водой потребителей;

в) давать воду такого качества, которое в наибольшей степени отвечает нуждам потребителей или позволяет достичь требуемого качества путем простой и дешевой ее очистки;

г) обеспечивать возможность подачи воды объекту с наименьшей затратой средств;

д) обладать такой мощностью, чтобы отбор воды из него не нарушал сложившуюся экологическую систему.

Правильное решение вопроса о выборе источника водоснабжения для каждого данного объекта требует тщательного изучения и анализа водных ресурсов района, в котором расположен объект.

Практически все используемые для целей водоснабжения природные источники воды могут быть отнесены к двум основным группам:

а) поверхностные источники — реки (в естественном состоянии или зарегулированные) и озера;

б) подземные источники — грунтовые и артезианские воды и родники.

По своему дебиту средние и крупные реки могут удовлетворить потребности в воде большинства обычных объектов водоснабжения.

Характерными качествами речной воды являются относительно большая мутность (особенно в период паводков), высокое содержание органических веществ, бактерий, часто значительная цветность. Наряду с этим речная вода характеризуется обычно относительно малым содержанием минеральных солей и, в частности, относительно небольшой жесткостью.

Вода озер обычно отличается весьма малым содержанием взвешенных веществ (т. е. малой мутностью или, иначе, большой прозрачностью), кроме прибрежной зоны, где мутность воды увеличивается в результате волнения.

Степень минерализации озерной воды весьма различна.

Поверхностные источники характеризуются значительными колебаниями качества воды и количества загрязнений в отдельные периоды года.

Наряду с этими положительными качествами подземные воды часто сильно минерализованы. В зависимости от характера растворенных в них солей они могут обладать теми или иными отрицательными свойствами (повышенная жесткость, наличие неприятного привкуса, содержание веществ, вредно влияющих на организм человека).

Сравнивая основные показатели качества воды природных источников с основными требованиями к качеству воды главных групп потребителей, можно сделать вывод, что для водоснабжения населенных мест наиболее подходящим источником являются подземные (особенно артезианские и родниковые) воды, если они не сильно минерализованы.

Для крупных населенных мест дебит подземных источников весьма часто оказывается недостаточным. В этих случаях, несмотря на отрицательные качества поверхностных вод, приходится использовать их, производя соответствующую очистку.

Для водоснабжения большинства крупных городов приходится полностью или в значительной степени пользоваться поверхностными водами (с соответствующей их очисткой).

Что касается промышленных предприятий, то наиболее крупные потребители воды могут использовать воду поверхностных источников без всякой ее очистки (или с весьма примитивной очисткой). В то же время для большинства производственных потребителей не допускается использование воды с большой жесткостью. В связи с этим для крупных промышленных потребителей как по качеству, так и по мощности наиболее подходящим источником оказываются поверхностные воды.

Следует отметить, что в настоящее время водоснабжение некоторых крупных промышленных предприятий основано на использовании морской воды. Морская вода, содержащая, как известно, большое количество минеральных солей, обладает относительно невысокой карбонатной жесткостью. Такая вода может быть с успехом применена в производственном водоснабжении для охлаждения.

Нормы потребления воды Нормы потребления воды в Европе (100% приборный учет) колеблются от 105 до 175 литров на человека в сутки. В странах Прибалтики, Казахстане, где установлены 80−100% квартирных счетчиков, потребление воды — около 150 литров на человека в сутки.

Для примера — в Москве охвачено учетом водопотребления 35% муниципального жилого фонда и почти 50% жилфонда ТСЖ при 100% охвате промышленных предприятий.

По итогам четырех месяцев 2008 года удельное водопотребление в Москве на одного человека составило 268 литров в сутки.

В 1995 г. ежесуточно подавалось в Москву 6 526 тысяч м³ воды — почти 650 л/сутки на человека. В 1998 г. городской объем потребления снизился до 5 665 тысяч м³, удельный — до 565 л/сутки.

По проекту Генерального плана развития Москвы на период до 2020 года (разработан на основании Постановления Правительства Москвы от 3 февраля 1998 г. № 79) на период до 2010 г. предусматривалось снижение общегородских объемов потребления питьевой воды в среднем до 5300 тыс. м3 в сутки; удельного среднесуточного водопотребления на хозяйственно-бытовые нужды с 470 до 435 литров, в т. ч. в жилых зданиях с 370 до 235 литров на человека.

Согласно п. 5. Методических рекомендаций по формированию нормативов потребления услуг жилищно-коммунального хозяйства (утв. Приказом Минэкономики России от 6 мая 1999 г. № 240) под нормативами потребления жилищно-коммунальных услуг понимается группа показателей, характеризующих необходимый на текущий период минимальный объем потребления жилищно-коммунальных услуг, оказываемых населению.

· П. 6. Методических рекомендаций. Нормативы потребления жилищно-коммунальных услуг определяются исходя из социальной нормы площади жилья, объемов воды, …приходящихся на 1 человека, в среднем по территории (населенному пункту).

· П. 14. Методических рекомендаций. Определение нормативов водоснабжения и водоотведения основано на учете основных, наиболее типичных процедур использования воды в быту при наличии централизованного холодного и горячего водоснабжения и стандартном наборе сантехнического оборудования. Данные относительно продолжительности и периодичности процедур базируются на материалах выборочных натурных и анкетных обследований и экспертных оценок; секундных расходов воды через краны различных санитарно — технических устройств, принятых в соответствии с рекомендациями СНиП.

· П. 15. Методических рекомендаций. Расчет нормы водопотребления для населения, проживающего в жилищном фонде, оборудованном водопроводом и канализацией (Nв), основан на учете следующих основных составляющих:

Nв = Nп + Nут + Nд + Nс, л в сутки на 1 человека, где:

o Nп — усредненный норматив внутриквартирного и внутридомового потребления, отражающий физиологическую и хозяйственную потребность населения в воде;

o Nут — неучтенный расход воды в расчете на одного жителя в сутки;

o Nд — расход воды на увеличение давления в системе для обеспечения бесперебойности водоснабжения (Nд = 5 (nэтф — 5), nэтф — фактическое число этажей в доме);

o Nс — общесемейное потребление воды.

· П. 16. Методических рекомендаций. Норматив потребления, определяющий физиологическую и хозяйственную потребность в воде, включает внутриквартирные хозяйственно-питьевые потребности населения (индивидуальные и общесемейные), а также внутриквартирные расходы воды в пределах жилищного фонда. Индивидуальные потребности включают в себя использование воды на личные санитарно-гигиенические нужды, стирку белья и приготовление пищи. К общесемейному потреблению относится использование воды на мытье посуды, сантехнического оборудования, влажную уборку жилых помещений, полив комнатных растений.

· П. 17. Методических рекомендаций. Для исчисления общего объема потребления воды в пределах жилищного фонда в расчет включаются потери и неучтенные расходы (10% от суммарного потребления на семью), расходы на внеквартирные нужды (уборка лестниц, холлов, полив придомовых территорий и зеленых насаждений) — рекомендуется принимать в размере 5 л в сутки на 1 человека, а также предусматривать резерв водоснабжения в размере 25 л в сутки на 1 человека. Стандартный уровень потребления воды в пределах жилого фонда семьей из трех человек составляет 185 л в сутки в расчете на одного члена семьи (в том числе потери и нерациональный расход — 14 + 25 = 39 л в сутки на 1 человека). Этот уровень соответствует сложившейся практике бытового водопользования, низкому уровню оплаты и отсутствию приборов учета.

П. 19. Методических рекомендаций. Для населения, проживающего в жилищном фонде с пониженным уровнем благоустройства, социальные нормативы водопотребления составляют:

o в жилых домах с водопроводом, канализацией, ванными и газовыми водонагревателями — 125 л в сутки на 1 человека;

o в жилых домах с водопроводом и канализацией, без ванн- 80 л в сутки на 1 человека.

Норматив водоотведения принимается на уровне норматива водопотребления за вычетом 5−10 л на 1 человека, теряющихся при приготовлении пищи, уборке помещений и территории, поливке зеленых насаждений и не попадающих в канализацию.

Средние показатели норматива по водоотведению составляют:

· в полностью благоустроенном жилищном фонде — 175 л в сутки на 1 человека;

· в жилищном фонде без горячего водоснабжения — 115 л в сутки на 1 человека;

· в жилищном фонде без горячего водоснабжения и без ванн — 70 л в сутки на 1 человека.

В среднем для жилищного фонда, оборудованного водопроводом и канализацией — 155 л в сутки на 1 человека.

Количество горячей воды, расходуемой на санитарно — гигиенические и хозяйственные нужды населения, зависит от уровня комфортности жилья и способа организации горячего водоснабжения; при централизованном горячем водоснабжении минимальный расход на 1 человека, согласно Методике, составляет 105 л в сутки (при температуре горячей воды +55є С).

В 2006 г. утверждены постановлением правительства № 306 от 23.05.06 «Правила установления и потребления коммунальных услуг», в которых изложена методика дифференцированного назначения нормативов.

" Норматив потребления коммунальных услуг" - месячный (среднемесячный) объем (количество, норма) потребления коммунальных ресурсов (холодной и горячей воды …) потребителем в многоквартирном доме или жилом доме при отсутствии приборов учета.

· П. 5. При определении нормативов потребления коммунальных услуг учитываются следующие конструктивные и технические параметры многоквартирного дома или жилого дома:

1. в отношении холодного и горячего водоснабжения — этажность, износ внутридомовых инженерных коммуникаций и оборудования, вид системы теплоснабжения (открытая, закрытая);

2. в отношении водоотведения — износ внутридомовых инженерных коммуникаций и оборудования, вид системы теплоснабжения (открытая, закрытая).

· П. 10. Нормативы потребления коммунальных услуг устанавливаются едиными для многоквартирных домов и жилых домов, имеющих аналогичные конструктивные и технические параметры, а также степень благоустройства. При различиях в конструктивных и технических параметрах, а также степени благоустройства нормативы потребления коммунальных услуг дифференцируются.

· П. 19. Определение нормативов потребления должно быть подтверждено результатами измерений коллективными (общедомовыми) приборами учета, расчетами в отношении многоквартирных домов или жилых домов с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства и климатическими условиями.

· П. 20. При установлении нормативов потребления коммунальных услуг применяются :

1. метод аналогов;

2. экспертный метод;

3. расчетный метод.

· П. 21. Метод аналогов применяется при наличии данных, полученных в результате измерений объема (количества) потребления коммунальных услуг коллективными (общедомовыми) приборами учета, установленными в многоквартирных домах или жилых домах с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства и климатическими условиями. Количество измерений должно отвечать условиям представительности выборки. Представительность выборки определяется необходимым количеством многоквартирных домов или жилых домов, на основании данных о расходах коммунальных ресурсов по коллективным (общедомовым) приборам учета которых можно определять нормативы потребления коммунальных услуг в отношении всех многоквартирных домов или жилых домов с аналогичными техническими и строительными характеристиками, степенью благоустройства и климатическими условиями.

Указанный метод применяется, если в выбранных многоквартирных домах или жилых домах техническая эксплуатация внутридомовых инженерных коммуникаций и оборудования соответствует правилам пользования жилыми помещениями и содержания общего имущества в многоквартирном доме.

· П. 22. Экспертный метод применяется, если результаты измерений объема (количества) потребления коммунальных услуг коллективными (общедомовыми) приборами учета в многоквартирных домах или жилых домах с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства и климатическими условиями отсутствуют или их недостаточно для применения метода аналогов.

При применении указанного метода используются данные измерений объема (количества) потребления коммунальных услуг переносными приборами учета в многоквартирных домах или жилых домах с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства и климатическими условиями.

· П. 23. Расчетный метод применяется, если результаты измерений коллективными (общедомовыми) приборами учета в многоквартирных домах или жилых домах с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства и климатическими условиями отсутствуют или их недостаточно для применения метода аналогов, а также если отсутствуют данные измерений для применения экспертного метода.

· П. 25. При определении нормативов потребления учитываются нормативные технологические потери коммунальных ресурсов и не учитываются расходы коммунальных ресурсов, возникшие в результате нарушения требований технической эксплуатации внутридомовых инженерных коммуникаций и оборудования, правил пользования жилыми помещениями и содержания общего имущества в многоквартирном доме.

· П. 27. В норматив холодного и горячего водоснабжения включается расход воды исходя из расчета расхода холодной и горячей воды на 1 потребителя, необходимого для удовлетворения его физиологических, санитарно-гигиенических, хозяйственных потребностей и содержания общего имущества многоквартирного дома, с учетом требований к качеству соответствующих коммунальных услуг.

· П. 32. Определение нормативов потребления коммунальных услуг с применением метода аналогов и экспертного метода производится на основе выборочного наблюдения потребления коммунальных услуг в многоквартирных домах и жилых домах.

· П. 34. Объем выборки определяется для каждой из групп многоквартирных домов и жилых домов количеством домов, имеющих аналогичные технические и строительные характеристики, степень благоустройства и заселенность жилых помещений.

В объем выборки не включаются многоквартирные дома, в которых не осуществляется бесперебойное предоставление коммунальных услуг или имеются нежилые помещения, подключенные к общему вводу присоединенной сети и не оборудованные индивидуальными приборами учета.

· П. 36. Для определения нормативов потребления коммунальных услуг используются данные об объеме (количестве) потребления коммунальных ресурсов, полученные с использованием коллективных приборов учета, а также данные выборочных замеров в многоквартирных домах или жилых домах с аналогичными конструктивными и техническими параметрами, степенью благоустройства.

Коллективные приборы учета подлежат государственной поверке в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.

П. 42. На основании измерений объема (количества) потребления коммунальных ресурсов коллективными приборами учета, а также данных выборочных замеров определяется месячная (среднемесячная) величина потребления коммунальных ресурсов по выбранным группам многоквартирных домов или жилых домов (степеням дифференциации).

Заключение

При выполнении дипломного проекта определили расчётную нагрузку цехов и завода в целом, нашли центр электрических нагрузок завода, выбрали систему питания и распределения электроэнергии предприятия, выбрали и проверили по токам короткого замыкания элементы системы электроснабжения предприятия.

Электроснабжение электромашиностроительного завода осуществляется от подстанции энергосистемы по двум воздушным ЛЭП — 110 кВ, выполненными проводом марки АС — 70/11 на двухцепных металлических опорах.

Главная понизительная подстанция (ГПП) расположена с небольшим смещением от найденного расчётным путём центра электрических нагрузок.

На ПГВ установлены два трансформатора типа ТДН — 16 000/110/10.

РУ — 10 кВ ПГВ выполнена ячейками КРУ серии К-63 с выкатными тележками.

Большинство цеховых подстанций выполнены двухтрансформаторными, кроме цехов № 6, 10−12 и 14, там установлена однотрансформаторная КТП. В цехах № 5, 7 и 16 установлен силовой пункт, который получает питание от ближайших ТП.

1. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ/6 и ПУЭ/7. Новосибирск: Сиб.Унив.Изд-во, 2007. -854 с.

2.Федоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий/ А. А. Федорова, В. В. Каменева. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 472 с.

3.Барыбин Ю. Г. Справочник по проектированию электроснабжения промышленных предприятий / Под ред. Ю. Г. Барыбин, Л. Г. Федоров. — М.: Энергоатомиздат, 1990;576 с.

4.Руководящий технический материал. Указания по расчёту электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4.-92. — М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1992.-26с.

5.ГОСТ 14.209−85. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов с дополнениями. — М.: Госкомитет по стандартам, 2002. -30 с.

6.Зуев Э. Н. Основные техники подземной передачи электроэнергии./ Э. Н. Зуев. — Учебное пособие. -М.: Энергоатомиздат, 1999. -256.с

7.Грунин В. К. Справочник «Электротехнические устройства"/ Под общ. ред. В. К. Грунина. В 2 томах. Омск: Изд-во ОмГТУ, Т1 136 с., Т2 — 154 с.

8.ГОСТ 28 242−93. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1кВ. — Минск: Госстандарт России, 1995. — 120с.

9.Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию за потребление и генерацию реактивной энергии (с изменениями). — М.: Главэнергонадзор России, 1994. — 10 с.

10.Грунин В. К. Проектирование систем электроснабжения промышленных объектов: Учеб. пособие / Под общ. Ред. В. К. Грунина. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2003. 92 с.

11.Грунин В. К. Расчёт электрических нагрузок, выбор главных схем оборудования промышленных предприятий: Учеб. Пособие / Под общ. ред. В. К. Грунина — Омск: Изд-во ОмГТУ, 2000, 93 с.

12.Авербух А. М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. -Л.: Энергия, 1975. -416с.

13. Крупович В. И. Проектирование промышленных электрических сетей. Под. ред. В. И. Круповича.- 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1979. — 328 с.

14.Шкаруба М. В. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. Под. ред. М. В. Шкаруба, Омск: Изд-во ОмГТУ, 2001

15. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д. Л. Файбисовича. — 3-е изд., — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. — 392 с.

16. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.12 г. — 87 / Минэнерго СССР. — М.:Энергоатомиздат, 1989. — 56 с.

17. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электроподстанций и подстанций.

Справочные материалы для дипломного и курсового проектирования. / Б. Н. Неклкпаев, И. П. Крючков. — М.: Энергоиздат, 1989

18. Чернобровов, Н.В., Релейная защита. / Н. В. Чернобровов. — М, Энергич, 1974.

19. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016−2001. РД 153−34.0−03.150−00.;

СПб.: Издательство ДЕАН, 2011. — 206 с.

20. Голоднов, Ю. М. Самозапуск электродвигателей. 2-е изд. Переработанное и дополненное. / Ю. М. Голоднов. — И.: Энергоатомиздат, 1985.

21. Руководящие указания по релейной защите. Выпуски 13А и 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов110−500 кВ.Расчёты. Схемы. — М.: Энероатомиздат, 1985.

22. Расчёт электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий. Учебное пособие /В.К. Грунин, С. Г. Диев, В. В. Карпов, В. Ф. Небускин, В. К. Фёдоров, А. В. Щекочихин. — Омск: Изд-во ОмГТУ, 2001. — 104 с.

23. www.rosvacuum.ru/ - Росвакуум, высоковольтное вакуумное оборудовани

24. Свод правил «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» СП 12.13 130.2009

25. Горюнов, В. Н. Технологические процессы производств промышленных предприятий: учебное пособие / В. Н. Горюнов, В. К. Грунин, В. А. Ощепков,

П.В. Рысев; под общ. Ред. В. К. Грунина. — Омск: изд-во ОмГТУ, 2011. — 160с.

26. Вязигин, В. Л. Электрическое освещение. Методические рекомендации к практическим занятиям и самостоятельной работе студентов. / В. Л. Вязигин — ОмГТУ, 2007. — 123с.

27. Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации: Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ// Росийская газета, — 2009. — № 5050