Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ”

ВВЕДЕНИЕ

В условиях современной экономики развитие электроэнергетической отрасли Казахстана играет важную роль, так как она во многом определяет ее развитие. Растущее потребление электрической энергии многими отраслями промышленности ставит задачу улучшения качества работы электроэнергетической отрасли, которое в свою очередь зависит от рационально выполненной системы электроснабжения, которая должна удовлетворять ряду требований: экономичности и удобства эксплуатации, безопасности и надежности, обеспечения надлежащего уровня напряжения, стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ, и необходимая гибкость системы электроснабжения, обеспечивающая возможность развития, без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны по возможности применятся решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии. При построении рациональной системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категория надежности питания, графики нагрузок крупных потребителей, число и мощность понижающих подстанций и других пунктов потребления электроэнергии, напряжение потребителей, требования аварийного и послеаварийного режимов. Кроме того, при построении рациональной системы электроснабжения нужно учитывать требования по ограничению токов коротких замыканий, а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты, автоматики и телемеханики на основе современных научно-технических разработок, что в свою очередь позволит рационально использовать электроэнергию, повышать ее качество и повышать энергетическую вооруженность отраслей промышленности и народного хозяйства.

1 Общая характеристика объекта

Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ” была спроектирована и построена в 1979 году и предназначена для перекачки и переработки канализационных стоков города Костаная. Расположена насосная станция на втором километре Введенской трассы. Район расположения насосной станции (по СниП 2.01.01 – 82) относится к 1В климатическому району, который характеризуется следующими показателями:

Расчетная зимняя минимальная температура t0min = -35 C0;
Ветровая нагрузка для III ветрового района – 45 кгс/м2;
Нормативная снеговая нагрузка для II снегового района – 70 кгс/м2;
Промерзание грунта – 2,2 м;
Максимальное промерзание грунта – 3 м;
Среднегодовая продолжительность гроз от 40 до 60 часов.

Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ” относится к потребителям первой категории. Электроснабжение насосной предусмотрено от двух независимых источников питания, а именно, от подстанции Притобольская 35/10 и от подстанции Центральная 220/110/10, по двум рабочим фидерам 10 кВ.

На территории Главной канализационной насосной станции расположены действующая насосная станция №2, недействующая насосная станция №1 и котельная.

В машинном зале главной насосной станции №2 установлены семь насосов. На пусковой период установлены шесть главных насосов (четыре рабочих и два резервных) с электродвигателями по 800 кВт на напряжение 10 кВ и один главный насос с электродвигателем 200 кВт на напряжение 0,38 кВ.

В помещении распределительного устройства 10 кВ размещено комплектное распределительное устройство 10 кВ, состоящее из девятнадцати камер типа КСО-272.

В щитовой установлены щит станций управления типа ЩО, два шкафа оперативного тока типа ШУОТ 01-4122 и два устройства питания соленоидов включения приводов выключателей типа УКП-380-У3.

В помещении дежурного персонала установлены щит управления и сигнализации и щит КИП.

Кроме того, к зданию насосной пристроена комплектная трансформаторная подстанция, в которой размещена двух трансформаторная подстанция 2КТП-630-10/0,4.

Для управления электродвигателями насосов, размещения электрооборудования и прокладки кабелей в машинном зале предусмотрен мостик обслуживания с тремя площадками, на которых установлены тиристорные возбудители типа ТЕ-320/75Т-5У4 и трансформаторы для их согласования типа ТСЗВ-63/0,5.

В качестве силового электрооборудования использовано:

1) Электродвигатели главных насосов - синхронные, типа СДН14-59-8, 10 кВ, 800 кВт;

2) Тиристорные возбудители типа ТЕ8-320/75Т-5У4;

3) Согласующие трансформаторы типа ТСЗВ-63/0,5.

В качестве пусковой аппаратуры предусмотрено:

Для высоковольтных двигателей насосов - камеры КСО-272 с высоковольтными маслеными выключателями;
Для низковольтных двигателей насосов, напорных задвижек и коммутационных задвижек на нитках - серийные станции управления типа БУ5000,
установленные на щите станций управления;
Для электродвигателей всасывающих и коммутационных задвижек - магнитные пускатели, установленные на постах местного управления;
Для электродвигателей вентиляторов и электронагревателей - пакетные выключатели, установленные по месту.

Распределительная сеть для силового оборудования выполнена:

Для высоковольтных электроприемников- кабелем ААШв-10;
Для низковольтных электроприемников - кабелем АВВГ.

В связи с отсутствием в номенклатурах заводов одножильных кабелей марки АВВГ больших сечений, соединение ротора синхронного двигателя с тиристорным возбудителем выполнено одножильным кабелем марки ААШв-150 мм2.Кабели прокладываются в каналах и по месту обслуживания на кабельных конструкциях.

Компенсация реактивной мощности предусмотрена искусственная, при помощи синхронных двигателей, работающих с опережающим коэффициентом мощности.

1.1 Обоснование необходимости реконструкции системы электроснабжения

В данной дипломной работе для улучшении системы электроснабжения мы опираемся на такие показатели как: наименьшие потери в линии, качество электроэнергии, приведённые годовые затраты по технико-экономическим сравнением вариантов.

Основная часть электрооборудования была введена в эксплуатацию в 1979 году. С того момента прошло 25 лет.Согласно ГОСТ 27002-83 срок эксплуатации электрооборудования составляет в среднем 30-35 лет. Очевидно, что срок эксплуатации большенства электроприемников насосной станции подходит к концу, а у некоторых он уже закончился.Следовательно большпя часть электрооборудования морально и физически устарело,а значит ухудшились его энергетические показатели.Кроме того, в процессе эксплуатации оборудование подвергается воздействию различных факторов: повышенная влажность, пыль, всевозможные механические и электрические нагрузки.При этом изменяются изоляциооные, проводниковые и другие свойства отдельных частей и механизмов. В свою очередь эти изменения приводят к возникновению коротких замыканий, прбою изоляции, механическим повреждениям. В результате происходят частые отключения электроустановок в результате аварии, много времени уходит на ремонт, что сказывается на качестве технологического процесса.

На основании вышеперечисленного можно сделать вывод о необходимости реконструкции системы электроснабжения насосной станции с заменой морально и физически устаревшего оборудования на новое и более современное с технико-экономическим обоснованием принимаемых решений.

Перечень основных монтажных работ по реконструкции силового оборудования:

Замена электродвигателей 10 кВ синхронного типа на асинхронные электродвигатели той же мощности и напряжения, с упрощением конструкции;
Замена электродвигателей напряжением 0,38 кВ серии АО на электродвигатели серии 4А приблизительно той же мощности;
Замена пускозащитной аппаратуры напряжением 0,38 кВ на новую аппаратуру других марок: трехполюсные выключатели на магнитные пускатели марки ПМЛ, пускатели марки ПМЕ на пускатели марки ПМЛ, автоматические выключатели серии АП 50 на выключатели серии А 3700;
Замена кабельных линий напряжением 0,38 кВ для питания электродвигателей;
Замена высоковольтных кабельных линий напряжением 10 кВ для питания высоковольтных электродвигателей;
Реконструкция распределительного устройства высокого напряжения с заменой ячеек с камерами КСО-272 с выключателями ВМП-10 на камеры КСО-298 с выключателями ВВ/TEL;
Замена двух комплектных трансформаторных подстанций 2 КТП-630/10;
Ввод в эксплуатацию устройства для частотного регулирования производительности главных канализационных насосов;
Ввод в эксплуатацию устройств для компенсации реактивной мощности.

1.2 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки являются первоначальными данными для решения комплекса технико-экономических задач, возникающих при проектировании при проектировании систем электроснабжения любого промышленного предприятия.

Определение электрических нагрузок производится с целью дальнейшего выбора силового оборудования, токоведущих частей элементов электроснабжения, проверки данных элементов на технические и экономические показатели, выбора компенсирующих устройств,защитных устройств и т.д.

Многие технико-экономические факторы зависят от правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок, поэтому объективный выбор значения расчетных нагрузок является одним из важных пунктов проектирования системы электроснабжения.

В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок-упрощенные или более точные. Каждый из методов имеет свои преймущества и недостатки,отличается сложностью или простотой в расчетах.

Одним изметодов, которые используются для нахождения расчетной нагрузки,является метод упорядоченных диаграмм или метод коэффициента максимума. По этому методу расчетную активную и реактивную нагрузкуи находят по средней мощности и коэффициенту максимума исходя из выражения:

(1)

(2)

(3)

где: Кmax-коэффициент максимума, значение которого зависит от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников; выбирается по таблицам.

Кисп-коэффициент использования; определяется из выражения:

(4)

где: Киспi-коэффициент использования отдельного i-го приемника;Рномi-номинальная мощность i-го приемника; кВт; -суммарная мощность всех электроприемников, кВт; Кс – коэффициент спроса; определяется по справочным данным; Рос – расчетная мощность освещения; кВт; tgпоказатель, характеризующий реактивную нагрузку.

Эффективное число электроприемников определяется из выражения:

(5)

В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерых расчетов погрешность равная 10%.

Определяем расчетную активную,реактивную и полную нагрузки главной канализационной насосной станции №2.

По формуле определяем коэффициент использования:

Принимаем Кисп = 0,8.

По формуле определим эффективное число электроприемников:

Принимаем Nэф=7.

По табличным данным в зависимости от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников находим КMAX = 1,09.

По формуле определяем значение расчетной активной нагрузки предприятия:

По формуле определяем значение расчетной реактивной нагрузки предприятия:

По формуле (3.3) определяем полную расчетную нагрузку предприятия:

Потребители электроэнергии должны выдерживать заданное значение коэффициента мощности, которое в настоящее время в соответствии с [2] должно быть не менее 0,95.

Определяем значение коэффициента мощности предприятия:

1.3 Компенсация реактивной мощности

Как правило, в промышленных сетях наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной, обусловленный ростом силовых нагрузок.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели, трансформаторы и автотрансформаторы, вентильные преобразователи и сварочные аппараты.

Для выполнения задач баланса реактивной мощности, снижения потерь электрической энергии, регулирования напряжения, применяется важное техническое мероприятие, называемое компенсацией реактивной мощности.

Под компенсацией реактивной мощности понимают ее выработку или потребление с помощью специальных устройств: конденсаторов и конденсаторных установок, синхронных двигателей и генераторов, синхронных компенсаторов, компенсационные преобразователей и статических источников реактивной мощности.

При проектировании системы электроснабжения предприятия необходимо выполнить ряд организационных и технических мероприятий по компенсации реактивной мощности.

Организационные мероприятия включают в себя:

Оптимальное представление графика нагрузок в режимах максимума и минимума;
Меры по ограничению холостого хода двигателей;
Меры по увеличению загрузки технологических агрегатов;
Меры по уменьшению напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не более чем на 45%, путем переключения схемы обмоток с” треугольника” на” звезду”;
Отключение силовых трансформаторов, загруженных не более чем на 30%, с переводом нагрузки на другие трансформаторы;
Замена асинхронных двигателей на синхронные двигатели где это приемлемо по технико-экономическим соображениям.

Технические мероприятия включают в себя рациональный и экономичный выбор и установку компенсирующих устройств.

Критериями экономичности является: минимум приведенных затрат на установку компенсирующих устройств; снижение стоимости трансформаторных подстанций и стоимости распределительных сетей; снижение потерь электрической энергии в питающей и распределительной сетях.

Компенсацию реактивной мощности будем производить на высшем напряжении распределительного устройства 10 кВ. В качестве компенсирующих устройств будем использовать конденсаторные установки на напряжение 10 кВ.

Необходимую мощность конденсаторной установки определяем из выражения:

(4.1)

где: Ррас – расчетная активная нагрузка предприятия; кВт

Qрас – расчетная реактивная нагрузка предприятия; кВАр

Ррас = 4521,74 кВт;

Qрас = 2338,51кВАр.

4.2 По справочным данным [7] для компенсации реактивной мощности выбираем конденсаторные установки типа КУ-10-II с БРВ-I в количестве двух штук

Определяем значение полной нагрузки предприятия после компенсации:

(6)

где: Qк.у.с – стандартное значение мощности конденсаторной установки; кВАр

Определяем значение коэффициента мощности предприятия после компенсации:

(4.3)

2 Расчет электроосвещения

В данном разделе выполняется светотехнический расчет искусственого освещения помещений главной канализационной насосной станции.

Освещение необходимо проектировать таким образом, чтобы оно способствовало наивысшей призводительности труда и снижению вероятности несчастных случаев.

Светотехническии расче состоит из двух этапов:

а) Выбор источников света и норм освещенности.

б) Определение количества светильников и мощности ламп.

После этого производится комапновка осветительной сити, расчитывается сечение осветительной линии и производится выбор щитов освещения.

При выборе источников света руководствуются следующими указаниями:

Преимущественно должны применятся источники света с газоразрядными лампами типа ДРИ, ДРЛ, ДНаТ, а также источники света с лампами накаливания.Применение газоразрядных ламп запрещается при питании сетей освещения постоянным током и в случаях, когда возможно снижение питающего напряжения до уровня <0.9Uном. Кроме того, применение люминесцентных ламп не допускается в помещениях с температурой окружающей среды менее 50С.
Должны применяться, по возможности, лампы наибольшей единичной мощности. Мощность ламп ограничивается показателем ослепленности Р. Для производственных помещений Р=80 и все светильники удовлетворяют требованиям по ограничению ослепленности, если h>2.5м.

3) В помещениях венткамера, электрощитовая, комната дежурного и в помещении распределительного устройства предусмотрено ремонтное освещение, для которого предусматривается установка ящика с понижающим трансформатором 220/36 типа ЯТП-0,25 и переносной светильник типа РВО-42 с лампой МО-36-40 мощностью 40 Вт.

Нормируемая освещенность принимается по « отраслевым нормам освещения производственных помещений, зданий и сооружений » или по СНиП II 4-79.

При общем равномерном освещении количество светильников и место их размещения выбирается исходя из оптимального отношения L/h, где:

L-расстояние между светильниками в ряду и между рядами;

H-расчетная высота подвеса светильника.

Расчетные и допустимые значения для светильников с различными кривыми силы света даны таблице

Мощность ламп для источников света определяется двумя методами:

Метод коэффициента использования светового потока, применяется для расчета общего равномерного освещения горизонтальной поверхности.
Метод удельной мощности, применяется для расчета общего равномерного освещения при отсутствии затенений в помещениях.

Таблица 2.1

Характеристика помещений

№ по плану	Наименование помещений	Количество	Размеры	Площадь, м2	Ен,Лк	Категория по пожаро- и взрывоопас- ности
1	Машинный зал	1		765	50	Д
2	Распределительное Устройство	1		72	100	Д
3	Электрощитовая	1		72	100	Д
4	Помещение КТП	1		72	50	В
5	Комната дежурного	1		54	200	Д
6	Гардероб	1		8,25	30	Д
7	Умывальня	1		5,25	30	Д
8	Душевая	1		3	30	Д
9	Венткамера	1		11,4	30	Д
10	Коридор	1		8,625	10	Д

Произведем светотехнический расчет для помещения машинного зала.

2.1 Выбор источника света и норм освещенности

Норма освещенности для данного помещения приведена в таблице 2.1. Для помещения машинного зала выбираем светильник с люминисцентными лампами типа ЛСП-18, который имеет следующие технические характеристики: IСВ=75%; кривая силы света-тип М; степень защиты оболочки-IP65.

Определяем количество светильников и мощность ламп по методу коэффициента использования светового потока

Определяем количество рядов светильников:

(6)

где: В - ширина помещения;

определяем по табличным данным;

h- высота подвеса светильника;

h=H-hс;

H-высота помещения;

hс-высота от потолка помещения до светильника;

В=18м

h=H-hс=4,1-0,3=3,8;

H=4.1м

h=0.3м

Принимаем b=3

Определяем количество светильников в ряду:

(7)

где: А-длина помещения

А=42,5м

Принимаем n0=5

Определяем общее количество светильников:

(8)

Определяем индекс помещения:

(2.4)

Определяем коэффициент полезного действия:

(9)

где: СВ- коэффициент полезного действия светильника;

П – коэффициент полезного действия помещения, определяется по таблицам [1] в зависимости от индекса помещения и кривой силы света светильника;

СВ=0,75

П = 0,55

Определяем световой поток светильника:

(10)

где: Ен- нормативное значение освещенности для данного помещения;

КЗ-коэффициент запаса;

S- площадь помещения;

Z – коэффициент неравномерности;

N – общее количество светильников; N=15

Ен=50 Лк;

для люминисцентных ламп принимаем КЗ=1,3;

S=765 м2;

для люминисцентных ламп принимаем Z=1.1;

N=15

По таблицам [1] выбираем лампу типа ЛБ-58, которая имеет следующие технические характеристики: Рл=58 Вт; Фл=4800 Лк; Фсв =9600 Лк.

Определяем отклонение светового потока от нормы:

(11)

Окончательно принимаем светильник типа

Аналогично производим расчет для помещений электрощитовая, помещения распредустройства, помещения КТП и комнаты дежурного и результаты вычислений заносим в таблицу 2.2

Проиизведем светотехнический расчет для помещения венткамера.

Норма освещенности для данного помещения приведена в таблице Для помещения венткамера выбираем светильник с лампами накаливания типа НСП-11, который имеет следующие технические характеристики: СВ=0,67%; кривая силы света-тип Д-2; степень защиты оболочки-IP63.

Определяем количество светильников и мощность ламп по методу удельной мощности.

Количество рядов светильников, количество светильников в ряду и общее количество светильников определяем по выражениям и результаты заносим в таблицу.

По таблице [1] в зависимости от высоты помещения,площади,кривой силы света и мощности ламп выбираем условную удельную мощность освещения: Wусл.уд.=24,4 Вт/м2.

Определяем удельную мощность помещения:

(12)

где: Ен- нормотивная освещенность данного помещения;

СВ – коэффициент полезного действия светильника;

Ен=30 Лк;

СВ=0,67.

Определяем мощность лампы источника света:

(13)

где: S-площадь помещения;

N-общее количество светильников в помещении;

S=24,4 м2

N=2

По таблицам [1] выбираем лампу накаливания для источника света типа Б220-150; Рл.ст.=150 Вт.

Определим отклонение стандартной мощности лампы от расчетного значения:

(2.11)

Окончательно выбираем светильник типа НСП11-150

Аналогичным образом производим вычисления для помещений душевая, гардероб, умывальня и коридор и результаты заносим в таблицу 2.3

Освещение территории выполняется светильниками на опорах ВЛ-0,4 кВ.При этом установленная мощность определяется из расчета 3 Вт на 1 п.м. осветительной полосы. Растояние между светильниками не более 45 метров.Применяются светильники типа РКУ 01-125 с лампами ДРЛ-50, ДРЛ-80, ДРЛ-125.Установленная мощность на освещение територии завода 12 кВТ.

Кроме того для освещения входов в здание насоаной предусматриваем подвеску светильников типа НСП11-100.

На этом основная часть светотехнического расчета завершается. Результаты светотехнического расчета заносим в таблицу.

2.2 Компоновка осветительной сети

При компоновке осветительной сети учитывают следующие ограничения:

А) Количество групповых линий должно быть минимальным;

Б) Нагрузка, подключенная к разным фазам должна быть приблизительно одинаковой. Разница в нагрузках максимальной и минимальной нагруженных фазах не должна превышать 20%;

В) Количество светильников, подключенных к одной групповой линии не должно превышать 20 штук. В это же число входят розетки и понижающие трансформаторы.

Предварительно необходимое число групповых линий можно определить по выражению:

(14)

где: Nл.н- количество ламп накаливания;

Nш.р- количество штепсельных розеток;

Nл.л- количество люминесцентных ламп.

По формуле определим предварительно необходимое число групповых линий:

Nл.н=11;

Nш.р=4;

Nл.л=62.

Скомпонуем осветительную сеть для главной канализационной насосной станции №2:

1 групповая линия-3 ряд помещения машзала-

2 групповая линия-2 ряд помещения машзала-

3 групповая линия-2 ряд помещения машзала (дежурное освещение) -

4 групповая линия-1 ряд помещения машзала + 2 входа-

5 групповая линия- помещение РУ 10 кВ + помещение венткамеры+коридор + 2 ЯТП-0,25+вход в РУ 10 кВ-

6 групповая линия - помещение электрощитовая + гардероб + умывальня +

душевая + ЯТП-0,25 -

7 групповая линия-помещение дежурного+помещение КТП+2 входа КТП+ЯТП-0,25-

2.3 Расчет сечения линии электроосвещения

В производственных помещениях групповые линии электроосвещения выполняются двухжильными кабелями марки АВВГ, которые прокладываются, открыто на тросах. Сечение жил выбирается по расчетному току линии:

(15)

(16)

где: Ррас.- расчетная мощность групповой линии. Определяется как сумма всех подключенных в данную линию электроприемников;

UФ- фазное напряжение;

Сosкоэффициент мощности;

Iдл.доп.- длительно допустимый ток определенного сечения кабеля.

Выбирается по табличным данным.

После выбора сечения жил кабеля, выбранное сечение проверяется на соответствие току аппарата защиты и по допустимым потерям напряжения:

(17)

где: Кз- коэффициент защиты от перегрузки;

Iа.з- ток аппарата защиты, определяется по выражению:

(18)

где: Кн- коэффициент надежности;

(19)

(20)

DUрас.- расчетное значение допустимых потерь напряжения, определяются по выражению

где: lРАС – расчетная длина групповой линии, определяется по выражению:

(21)

где: l0 – длина линии от щита освещения до первого источника света в групповой линии;

l – Длина от первого источника света до последнего;

С- расчетный коэффициент;

F-выбранное сечение кабельной линии;

DUдоп. – допустимое значение потерь напряжения; DUдоп = 2,5%.

Произведем расчет сечения линии электроосвещения для первой групповой линии.

По формуле (2.13) определим расчетный ток первой групповой линии:

Ррас=580 Вт;

Uф=220 В;

Cosf=0,95.

По рассчитанному значению тока в соответствии с [1,3] выбираем кабель марки АВВГ- с сечением жил F=2,5 мм2 и длительно допустимым током Iдл.доп = 21 А.

2.4.2 По формуле (2.14) проверим выбранное сечение на соответствие току аппарата защиты:

коэффициент защиты от перегрузки принимаем равным Кз=1;

коэффициент надежности принимаем равным Кн=1,2;

по справочным данным [4] принимаем ток аппарата защиты равный Iа.з=6 А.

По формулам (2.17) и (2.18) проверим выбранное сечение по допустимым потерям напряжения:

Ррас.=0,58 кВт;

l0=11 м;

l=34 м;

С=7,4;

F=2,5 мм2.

Таким образом, выбранное нами сечение удовлетворяет всем условиям. Аналогичным образом производим выбор сечения кабеля для остальных групповых линий электроосвещения и результаты расчетов заносим в таблицу.

2.4 Выбор распределительных щитов освещения

Групповые линии электроосвещения подключаетсяк распределительным щитам электроосвещения. В качестве распределительного щита по справочным данным [4] выбираем щит марки ЯОУ 8502 – 12 АЕ 1031 с автоматическими выключателями марки АЕ 1031 в количестве 12 штук.

После выбора распределительного щита электроосвещения производится распределение осветительной нагрузки по фазам и определяется отклонение мощности между максимально и минимально нагруженными фазами.

Проведем распределение осветительной нагрузки по фазам:

Фаза А: 7 групповая линия+2 групповая линия = 1642+348=1990 Вт

Фаза В: 5 групповая линия+1 групповая линия = 1424+580=2004 Вт

Фаза С: 6 групповая линия+3 групповая линия+4 групповая линия = 1024+232+780=2036 Вт

Определим отклонение мощности между максимально нагруженной фазой С и минимально нагруженной фазой А:

(22)

где: Ра- мощность фазы А;

Рс- мощность фазы С.

Ра=1990 Вт;

Рс=2036 Вт.

На этом расчет электроосвещения объекта заканчивается.

3 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

При проектировании системы электроснабжения предприятия важным вопросом является выбор рациональных напряжений, поскольку их значения определяют параметры линии электропередач и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии, и обладает меньшей пропускной способностью.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузки, удаленности от источника питания, от конфигурации сети и многих других факторов.

Выбор напряжения системы внутреннего электроснабжения можно производить различными аналитическими, статическими и вероятностными методами. Ориентировочно значение номинального напряжения определяют по значениям передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается. Также учитывается и напряжение, на котором необходимо эксплуатировать, по указаниям завода-изготовителя большую часть электрооборудования предприятия.

Исходя из вышеперечисленных условий, питание главных электродвигателей по 800 кВт будем осуществлять на напряжении 10 кВ, а питание двигателя на 200 кВт и электродвигателей задвижек и вентиляторов будем осуществлять на напряжении 0,38 кВ.

3.2 Выбор схемы питания электроприемников

Цеховые сети распределения электрической энергии должны:

Быть удобными и безопасными в эксплуатации;
Иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведенных затрат);
Иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.

Схемы цеховых сетей делят на магистральные и радиальные. Линию цеховой электрической сети, отходящую от распределительных щитов и предназначенную для питания группы электроприемников, называют магистральной линией. Магистральные линии обеспечивают высокую надежность электроснабжения, обладают универсальностью и гибкостью, то есть позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети. Поэтому их применение рекомендуется во всех случаях, если этому не препятствует территориальное расположение нагрузок, условия среды и технико-экономические показатели. Радиальная схема электроснабжения представляет собой линии, отходящие от распределительного щита и предназначенные для питания отдельных электроприемников, расположенных в различных частях цеха. Радиальные схемы применяют тогда, когда невозможно применять магистральные.

Учитывая вышеперечисленные факторы, принимаем следующую конфигурацию схемы электрической сети:

Электроснабжение двигателей главных насосов на 10кВ будем осуществлять по радиальным линиям;
Электроснабжение двигателя главного насоса на 0,38 кВ будем осуществлять по радиальной линии;
Электроснабжение двигателей всасывающих задвижек будем осуществлять по магистральным линиям;
Электроснабжение двигателей напорных задвижек будем осуществлять по радиальным линиям;
Электроснабжение двигателей коммутационных задвижек на 7,5 кВт будем осуществлять по магистральным линиям;
Электроснабжение двигателей коммутационных задвижек на 5,5 кВт будем осуществлять по радиальным линиям;
Электроснабжение двигателей дренажных насосов будем осуществлять по радиальным линиям;
Электроснабжение двигателей вытяжных вентиляторов машзала будем осуществлять по магистральным линиям;
Электроснабжение двигателей вентиляторов венткамеры, помещения РУИ помещения КТП будем осуществлять по радиальным линиям;
Электроснабжение для установок электроотопления будем осуществлять по радиальным линиям

3.3 Выбор пускозащитной аппаратуры

В качестве защитных аппаратов в силовых электропроводках применяются плавкие предохранители и автоматические выключатели. Эти аппараты устанавливаются в распределительных щитах, щитах управления или по месту.

Автоматические выключатели предназначены для нечастых (до 30 в сутки) переключений оборудования при нормальных режимах, а также для отключения токов перегрузки и токов короткого замыкания. Автоматические выключатели могут иметь тепловой, электромагнитный или комбинированный расцепитель.

В качестве пусковой аппаратуры применяются магнитные пускатели. Они предназначены для дистанционного автоматического пуска, остановки и защиты электродвигателей и других электроприемников. Промышленностью выпускаются магнитные пускатели с тепловыми реле и без них, реверсивного и нереверсивного действия.

В качестве защитной аппаратуры выбираем автоматические выключатели марки А3700 Б с комбинированными расцепителями.

В качестве пусковой аппаратуры выбираем магнитные пускатели марки ПМЛ с тепловыми реле типа РТЛ 1000.

Магнитные пускатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и номинальному току теплового элемента реле РТЛ 1000 исходя из следующих условий:

(23)

где: Uн.п – номинальное напряжение пускателя;

Uн.с – номинальное напряжение сети;

Iн.п – номинальный ток пускателя;

Iрас – расчетный ток сети;

Iн.т.э – номинальный ток теплового элемента.

Автоматические выключатели по номинальному напряжению, номинальному току, номинальному току теплового расцепителя и току срабатывания электромагнитного расцепителя исходя из следующих условий:

(24)

где: Uн.в – номинальное напряжение выключателя;

Uн.с – номинальное напряжение сети;

Iн.в – номинальный ток выключателя;

Iрас.max –максимальный расчетный ток сети;

Iн.т.р – номинальный ток теплового расцепителя;

Кз – коэффициент запаса; учитывает разброс характеристик выключателя.

Кз = 1,1 – 1,3;

Iср.э.р – ток срабатывания электромагнитного расцепителя;

Кнад – коэффициент надежности;

Кнад = 1,4; приIрас100 А;

Кнад = 1,25;приIрас<100 А;

Iпик – пиковый ток.

Выберем магнитные пускатели и автоматический выключатель для первой, второй и третей всасывающих задвижек, соединенных по магистральной схеме.

Определим расчетный ток двигателей всасывающих задвижек:

(25)

где: Рном – номинальная мощность электродвигателя;

Uном – номинальное напряжение электродвигателя;

- коэффициент мощности электродвигателя;

- КПД электродвигателя.

Рном = 3 кВт;

Uном = 0,38 кВ;

Определяем пусковой ток электродвигателя:

(26)

где: Кi – кратность пускового тока.

Кi = 6,5.

Определяем значение пикового тока:

(5.5)

где: - сумма расчетных токов электроприемников, входящих в групповую линию.

По условиям выбираем магнитные пускатели:

Исходя из данных условий (по справочным данным [8]) выбираем магнитные пускатели марки ПМЛ 1230 У2 в количестве 3 штук.

По условиям выбираем автоматический выключатель:

Исходя из данных условий (по справочным данным [8])окончательно выбираем автоматический выключатель марки А3716 Б.

Аналогичным образом выбираем пускозащитную аппаратуру для остальных электро приемников и результаты заносим в таблицу 5.1.

3.4 Расчет кабельных линий 0,38 кВ в системе внутреннего электроснабжения с учетом технико-экономического сравнения вариантов

При выборе сечения жил кабельных линий должны соблюдаются следующие технические и экономические условия:

1) Условия нагрева проводника от прохождения рабочего тока. Одним из главных условий является условие допустимой температуры нагрева. ПУЭ устанавливает допустимую температуру нагрева в пределах от 600С до 800С в зависимости от изоляции и способов прокладки кабеля. При проектировании выбор сечения по допустимому нагреву производится по таблицам длительно допустимых токов.

При этом должно соблюдаться условие:

(27)

где: Iдл.доп – длительно допустимый ток кабеля; А

Iрас – расчетный ток линии; А

При выборе сечения по нагреву выбирают ближайшее большее сечение. Во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований.

2) Условия нагрева проводника от прохождения тока короткого замыкания. Температура нагрева от прохождения тока короткого замыкания определяется как его значением, так и временем его прохождения. Расчет ведут по количеству тепла, выделяющегося за определенный период времени и вызывающего нагрев жил кабеля. При выборе сечения по термической стойкости к току короткого замыкания выбирается ближайшее меньшее сечение. Основанием для этого является повышенный процент ошибки, заложенный в самом методе расчета, в сторону превышения сечения.

3) Условия потерь напряжения в нормальном и аварийном режимах. При выборе сечения по условиям потерь напряжения выбирают ближайшее большее сечение.

4) Условия потерь на корону. При выборе сечения по условиям короны для кабельных линий этот вопрос решен заводами-изготовителями, выпускающими кабели на каждое стандартное напряжение.

Условие механической прочности. Механическая прочность жил определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку от собственной массы кабеля. Вопрос механической прочности для кабельных линий решается очень просто, поскольку кабели выпускают с условием того, что даже самое малое сечение является механически стойким.

После того, как определено минимально допустимое сечение, его сравнивают с экономически целесообразным сечением.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производится по экономической плотности тока, в зависимости от материала кабеля и числа использования максимальной нагрузки в соответствии с выражением:

(28)

где: Iрас – расчетный ток линии;

Jэкон – экономическая плотность тока.

После этого производится технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии по методу приведенных затрат, который заключается в следующих характерных условиях: при передачи кокой-либо мощности на определенное расстояние, при стоимости 1 кВт*ч электроэнергии и определенном напряжении, капиталовложения и эксплуатационные расходы зависят от сечения жил проводов или кабелей, принимаемого для передачи электроэнергии. Меняя в приведенных условиях сечения жил проводов или кабелей, получают соответствующие приведенные затраты.

По результатам расчетов выбирается сечение с минимальными приведенными затратами.

Порядок определения сечения по методу приведенных затрат следующий:

Первоначально определяется расчетный ток линии по выражению (5.3).
Определяется коэффициент загрузки:

(29)

где: Iрас – расчетный ток линии; А

Iдл.доп – длительно допустимый ток для выбранного сечения кабеля; А

Определяются потери в кабеле на участке линии:

(30)

где: DРуд – потери в кабеле при полной нагрузке; кВт/км

l – расчетная длина линии; км

4.Определяются действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки:

(31)

5.Определяется расход электроэнергии на участке линии:

(32)

где: Тп – время максимальных потерь; ч

6. Определяется стоимость потерь электроэнергии:

(33)

где: Сэ – стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

Определяется значение капиталовложений на сооружение участка линии:

(34)

где: Куд – стоимость одного километра линии; тнг.

Определяются ежегодные амортизационные отчисления:

(35)

где: Ра – норма амортизационных отчислений.

Определяются годовые эксплуатационные расходы:

(36)

Определяются годовые приведенные затраты:

(37)

где: Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Выберем сечение кабельной линии для коммутационных задвижек с мощностью электродвигателей 7,5 кВт.

Электропроводка для силовых электродвигателей напряжением 0,38 кВ в производственных помещениях выполняется следующим образом: от щита станций управления до магнитных пускателей – кабелем марки АВВГ, который прокладывается, открыто по кабельным конструкциям, а от магнитного пускателя до электродвигателя – проводом марки АПВ, который прокладывается в трубе.

Определим сечение жил кабельной линии на участке 1-Н1 и на участке 1-Н2 по условиям нагрева от прохождения расчетного рабочего тока. Поскольку коммутационные задвижки соединены по магистральной схеме, то на участке

1-Н1 будет протекать тройной расчетный рабочий ток, а на участке 1-Н2 расчетный рабочий ток значение, которого определяется по выражению:

Рном = 7,5 кВт;

Uном = 0,38 кВ;

Cosf = 0,88;

h = 0,875

Предварительно по справочным данным [5,6] выбираем: на участке 1-Н1 - кабель марки АВВГ-: F=25 мм2; Iдл.доп = 75 А; DРуд = 75 кВт/км; Куд =185500 тнг/км; на участке 1-Н2 – провод марки АПВ-: F=25 мм2; Iдл.доп = 70 А.

Магистральные линии 1-Н1, 2-Н1 и 3-Н1 выполняется одинаковым кабелем и одним и тем же сечением, а линии 1-Н1, 2-Н2 и 3-Н2 выполняется одинаковым проводом и одним и тем же сечением, что и кабельные линии.

Проверим выбранное сечение на соответствие току аппарата защиты, защищающего от перегрузки и от короткого замыкания, по выражению:

(5.20)

где: Кз – коэффициент защиты от перегрузки и от короткого замыкания, определяется по табличным данным;

Iа.з – ток теплового расцепителя аппарата защиты; А

От перегрузки:

От короткого замыкания:

Кз=1;

Iа.з=63 А.

Проверим выбранное сечение кабеля по допустимым потерям напряжения:

(38)

где: DUдоп – допустимое значение потерь напряжения; DUдоп = 4%;

DU – расчетное значение потерь напряжения;

(39)

где: Ррас – расчетная мощность участка линии; кВт

l – расчетная длина участка линии; м

С- расчетный коэффициент;

F – выбранное сечение участка линии; мм2

где: Ррас1-Н1 – расчетная мощность на участке 1-Н1; Ррас1-Н1=22,5 кВт;

Ррас2-Н1 – расчетная мощность на участке 2-Н1; Ррас1-Н1=15 кВт;

Ррас3-Н1 – расчетная мощность на участке 3-Н1; Ррас1-Н1=5,5 кВт;

l1-Н1 – длина участка 1-Н1; l1-Н1=54 м;

l2-Н1 – длина участка 2-Н1; l2-Н1=5,5 м;

l3-Н1 – длина участка 3-Н1; l3-Н1=3,25 м;

С=46;

F1-Н1 – сечение жил кабеля на участке 1-Н1; F1-Н1=25 мм2;

F3-Н2 – сечение жил кабеля на участке 3-Н2; F3-Н2=25 мм2.

Таким образом, предварительно выбранное нами сечение удовлетворяет всем условиям проверки. Аналогичным образом выбираем сечение жил кабелей и проводов для остальных электро приемников и результаты заносим в таблицу 5.2.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии для коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт по методу приведенных затрат. Для этого определим приведенные затраты для вариантов с кабелем АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-.

По формуле (5.11) определим коэффициент загрузки для варианта с кабелем АВВГ-:

Iрас = 44,4 А;

Iлд.доп = 75 А.

5.4.5 По формуле (5.12) определяем потери в кабеле на участке линии для варианта с кабелем АВВГ-:

DРуд =75 кВт/км;

l =0,063 км

По формуле определяем действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле (5.14) определяем расход электроэнергии на участке линии для варианта с кабелем АВВГ-:

Тп = 3000 ч

По формуле (5.15) определяем стоимость потерь электроэнергии для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле определяем значение капиталовложений на сооружение участка линии для варианта с кабелем АВВГ-:

Куд =188500 тнг; определяем по каталожным данным [9]

По формуле (5.17) определяем ежегодные амортизационные отчисления для варианта с кабелем АВВГ-:

где: Ра = 3.

По формуле (5.18) определяем годовые эксплуатационные расходы для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле (5.19) определяем годовые приведенные затраты для варианта с кабелем АВВГ-:

где: Ен = 0,12.

Аналогичным образом определяем приведенные затраты для остальных вариантов сечений кабельной линии коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт и результаты вычислений заносим в таблицу 5.3.

Из результатов расчета видно, что минимальные приведенные затраты получаются в варианте с сечением F=95 мм2. Окончательно, для коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт, выбираем кабель марки АВВГ-, приведенные затраты для которого получились равными З=11424,1 тенге.

Аналогичным производим технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельных линий по методу приведенных затрат для остальных электроприемников и результаты заносим в таблицу 5.3.

Окончательно выбранные марки кабелей для питания электроприемников напряжением 0,38 кВ сводим в таблицу 5.5.

3.5 Расчет кабельных линий 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения с учетом технико-экономического сравнения вариантов

Произведем расчет кабельной линии 10 кВ для электродвигателей главных насосов. Выберем сечение кабельной линии для главного насоса №1.

Выбор сечения кабельной линии по электротехническим условиям производится аналогично расчету кабельных линий 0,38 кВ.

После выбора сечения по технологическим условиям, по формуле определяется расчетный рабочий ток линии:

Рном = 800 кВт;

Uном = 10 кВ;

Cosf = 0,91;

h = 0,953

После определения расчетного тока определяется экономически целесообразное сечение по выражению:

Iрас=55,26 А;

jЭКОН = 1,3 А/мм2.

После определения экономически целесообразного сечения производится технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии для главных насосов по методу приведенных затрат. Для этого определим приведенные затраты для вариантов с кабелем ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-.

По формуле определим коэффициент загрузки для варианта с кабелем ААШв-:

Iрас = 55,26 А;

Iлд.доп = 105 А.

По формуле определяем потери в кабеле на участке линии для варианта с кабелем ААШв-:

DРуд =44 кВт/км;

l =0,05 км

По формуле определяем действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки для варианта с кабелем ААШв-:

По формуле определяем расход электроэнергии на участке линии для варианта с кабелем ААШв-:

Тп = 3000 ч

По формуле определяем стоимость потерь электроэнергии для варианта с кабелем ААШв-:

Сэ = 5,06

По формуле определяем значение капиталовложений на сооружение участка линии для варианта с кабелем ААШв-:

Куд =795000 тнг, выбираем по каталожным данным [9]

По формуле определяем ежегодные амортизационные отчисления для варианта с кабелем ААШв-:

где: Ра = 3.

По формуле определяем годовые эксплуатационные расходы для варианта с кабелем ААШв-:

По формуле определяем годовые приведенные затраты для варианта с кабелем ААШв-:

где: Ен = 0,12.

Аналогичным образом определяем приведенные затраты для остальных вариантов сечений кабельной линии главных насосов и результаты вычислений заносим в таблицу 5.4.

Из результатов расчета видно, что минимальные приведенные затраты получаются в варианте с сечением F=95 мм2. Окончательно, для главных насосов выбираем кабель марки ААШв-, приведенные затраты для которого получились равными З=12730,62 тенге.

Подобным образом определяем сечения кабельных линий для остальных электроприемников по электротехническим условиям и производим технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельных линий по методу приведенных затрат и результаты заносим в таблицу 5.4.

Окончательно выбранные марки кабелей для питания электроприемников напряжением 10 кВ сводим в таблицу.

3.6 Определение количества трансформаторов КТП 10/0,4 кВ

Выбор мощности силовых трансформаторов для комплектных трансформаторных подстанций можно произвести при соответствующем технико-экономическом обосновании с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивной мощности; перегрузочной способности трансформаторов; шага стандартных мощностей. При некотором количестве трансформаторных подстанций с номинальной мощностью трансформаторов Sном.тр можно добиться минимума приведенных затрат. Такой вариант будет считаться оптимальным, и его следует считать окончательным.

Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов выполняем по полной мощности с учетом компенсации. Приведенные затраты при этом определяются из выражения:

(40)

где: Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Ра – норам амортизационных отчислений для комплектной трансформаторной подстанции;

К – капитальные затраты на проектирование комплектной трансформаторной подстанции; тнг

DРх – потери мощности при холостом ходе; кВт

DРк – потери мощности при коротком замыкании; кВт

Кз – коэффициент загрузки трансформаторов;

(41)

где: Sр.к – полная мощность с учетом компенсации на стороне 0,38 кВ; кВА

n – Количество трансформаторов, установленных на комплектной

трансформаторной подстанции;

Sном – номинальная мощность силовых трансформаторов; кВА

Т – время максимальных потерь; ч

Сэ – стоимость 1 кВт/ч электроэнергии;

После определения приведенных затрат к установке принимается комплектная трансформаторная подстанция с наименьшими приведенными затратами.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов для двух стандартных мощностей трансформаторов Sном тр.=250 кВА и Sном.тр=400 кВА, выбранных по справочным данным [8].

По формуле определим приведенные затраты для комплектной трансформаторной с мощностью трансформаторов Sном.тр=250 кВА:

Ен =0,12;

Ра=6,4%;

К=966500 тнг (выбираем по каталожным данным [9] );

DРх =1,05 кВт

DРк=3,7 кВт;

Sр.к = 320,7667 кВА;

n=2;

Sном=250 кВА;

Т =3000 ч;

Сэ=5,06 .

По формуле определим приведенные затраты для комплектной трансформаторной с мощностью трансформаторов Sном.тр=400 кВА:

Ен =0,12;

Ра=6,4%;

К=600000 тнг( выбираем по каталожным данным [9] );

DРх =1,45 кВт;

DРк=5,5 кВт;

Sр.к = 320,7667 кВА;

n=2;

Sном=400 кВА;

Т =3000 ч;

Сэ=5,06 .

Таким образом минимальные приведенные затраты получаются для варианта с мощностью трансформаторов Sном.тр=400 кВА. Подстанции КТПУ 35/0,4 и КТП 10/0,4 кВ применяются для энергоснабжения небольших объектов. Конструкция подстанций соответствует I–IV районам по ветру и гололеду, высота установки над уровнем моря – не более 1000 м. КТПБМ поставляются с нормальной и усиленной изоляцией. По полученным приведенным затратам принимаем окончательно принимаем к установке две комплектные трансформаторные подстанции с мощностью трансформаторов Sном.тр = 400 кВА.

3.7 Расчет токов короткого замыкания

При эксплуатации электрических сетей, объектов электроснабжения и электроустановок в них возникают короткие замыкания, которые являются одной из основных причин нарушения нормального режима их работы.

Коротким замыканием называют замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима. Замыкание – это всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи. Причинами коротких замыканий являются: повреждение изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы, схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и т.п.

В результате коротких замыканий в цепях возникают опасные для элементов сети токи, ведущие к отказу электрооборудования или к аварии, а также к сбоям работы энергосистемы. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты необходимо производить расчет токов короткого замыкания.

В трехфазных сетях различают трехфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (несимметричные) короткие замыкания. Могут иметь место также двухфазные короткие замыкания на землю. Наиболее частыми являются однофазные короткие замыкания на землю (до 65% от общего количества коротких замыканий), значительно реже двухфазные замыкания на землю (до 20%), двухфазные (до 10%), и трехфазные (до 5%).

Для расчетов тока короткого замыкания составляется расчетная схема (упрощенная однолинейная), в которой учитываются все источники питания, кабельные линии, воздушные линии и реакторы. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивление всех элементов и намечаются точки короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания может осуществляться двумя методами: в относительных (базисных) единицах или в именованных единицах. Способ расчета на результирующее значение тока короткого замыкания не влияет.

Рассмотрим расчет токов короткого замыкания по методу относительных единиц, поскольку он наиболее простой и точный.

Для расчета сопротивлений по данному методу задаются базисными величинами: базисным напряжением и базисной мощностью. За базисное напряжение принимают номинальное напряжение той ступени, где производится расчет тока короткого замыкания. За базисную мощность, для удобства расчетов, принимают Sб=100 МВА или Sб=1000 МВА.

После этого определяются базисные токи на всех ступенях напряжения по выражению:

(41)

где: Uбi – базисное напряжение той ступени, где рассчитывается ток короткого замыкания.

Затем определяются активные и реактивные сопротивления всех элементов схемы замещения. После определения сопротивлений схемы замещения определяем результирующее сопротивление до соответствующей точки короткого замыкания:

(42)

где: rрез* и хрез* - результирующие активное и реактивное сопротивления до точки короткого замыкания.

Рассчитав результирующее сопротивление до точки короткого замыкания, определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания по формуле:

(43)

Далее определяется установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания (металлическое замыкание):

(44)

Если в проектном решении существуют магистральные или радиальные линии сети напряжением 0,38 кВ, то необходимо определить установившееся значение однофазного тока короткого замыкания:

(45)

где: UФ – фазное напряжение; кВ

Zтр – сопротивление обмоток трансформатора; Ом

Zп ” ф-0 ” – сопротивление петли ” фаза – ноль ” кабельной линии.

Далее определяется мгновенное и действующее значение ударного тока в точках короткого замыкания исходя из выражений:

(46)

(47)

где: Ку – ударный коэффициент, значение которого определяется по справочным данным в зависимости от отношения x/r.

Определим токи короткого замыкания для исходной схемы замещения.

За базисную мощность принимаем Sб=100 МВА, а за базисное напряжение Uб1=10,5 кВ и Uб2=0,4 кВ.

По формуле определим значения базисных токов на всех ступенях напряжения:

Далее определяем активные и реактивные сопротивления элементов схемы замещения.

Определяем сопротивление системы. Для этого необходимо определить сопротивления трансформаторов двух питающих подстанций: «Центральной», на которой установлен автотрансформатор мощностью 125 МВА и «Притобольской», на которой установлен трансформатор мощностью 2,5 МВА.

(48)

где: Хатн – реактивное сопротивление низшей обмотки автотрансформатора;

Uвн – потери напряжения при коротком замыкании между высшей и низшей обмотками автотрансформатора; %

Uсн – потери напряжения при коротком замыкании между средней и низшей обмотками автотрансформатора; %

Uвс – потери напряжения при коротком замыкании между высшей и средней обмотками автотрансформатора; %

Sн.ат – номинальная мощность автотрансформатора; МВА

(49)

где: Хтр* – реактивное сопротивление трансформатора;

Uк – потери напряжения при коротком замыкании в обмотках трансформатора; %

Sн.т – номинальная мощность трансформатора; МВА

Uвн = 31 % (определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора);

Uсн = 19 % (определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора);

Uвс = 11 % (определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора);

Sн.ат = 125 МВА;

Uк = 6,5 % (определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора);

Sн.т = 2,5 МВА.

Для определения токов коротких замыканий принимаем меньшее значение сопротивления системы как наихудший вариант, то есть Хс*=Хатр*=0,156.

Определяем значение активного и реактивного сопротивления питающей линии 10 кВ:

(50)

(51)

где: r0 и х0 – удельные активное и реактивное сопротивление линии, определяются по справочным данным; Ом/км

l – длина линии; км

r0 = 0,129, определяется по справочным данным [11] Ом/км;

х0 = 0,075, определяется по справочным данным [11] Ом/км;

l = 2,872 км.

Аналогичным образом определяем активные и реактивные сопротивления остальных кабельных линий и результаты заносим в таблицу.

Определяем активное и реактивное сопротивление силового трансформатора:

где: DРк – потери мощности при коротком замыкании; МВт

Uк – потери напряжения при коротком замыкании в обмотках трансформатора; %

Sн.т – номинальная мощность силового трансформатора; МВА

DРк = 0,0055 (определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора); МВт

Uк = 4,5 %(определяется по справочным данным [7] для данного трансформатора);

Sн.т = 0,4 МВА.

Определим значение тока короткого замыкания в точке К10 по схеме замещения.

По формуле определим результирующее сопротивление до точки К10 по схеме замещения:

Рассчитав результирующее сопротивление до точки короткого замыкания, по формуле определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в точке К10:

Далее по формуле определяем установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в точке К10

Далее по формуле (6.5) определяем установившееся значение однофазного тока короткого замыкания в точке К10:

UФ = 0,22 кВ;

Zтр = 0,014 Ом, для трансформатора мощностью 400 кВА определяется по справочным данным [7];

Zп ” ф-0 ” – сопротивление петли ”фаза – ноль”:

Zп ” ф-0 ” – сопротивление петли ” фаза – ноль ” одной кабельной линии;

Zп ” ф-0 ” = 0,99 Ом/км, определяется по справочным данным [11] для данного сечения жил кабельной линии;

l-длина кабельной линии; l=0,016 км.

Далее по формулам определяем мгновенное и действующее значение ударного тока в точке К10:

Для нахождения ударного коэффициента найдем отношение результирующих сопротивлений в точке К10:

По справочным данным в зависимости от отношения xрез*/rрез*=2,23 определяем значение ударного коэффициента Ку=1,3.

На этом расчет токов коротких замыканий в точке К10 заканчивается. Аналогичным образом определяются токи коротких замыканий в остальных точках по схеме замещения и результаты вычислений заносим в таблицу.

4 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям нормального режима и токов короткого замыкания

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие части электроустановок работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки и короткого замыкания.

В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному току и напряжению исходя из выражений:

(52)

где: Uном.ап – номинальное напряжение выбираемого аппарата;

Uном.с – номинальное напряжение сети;

Iном.ап – номинальный ток выбираемого аппарата;

Iрас.с – расчетный ток сети.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения и тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электроустановок за счет запаса прочности.

В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов обеспечивается соответствием выбранных параметров по условиям термической и динамической стойкости. Для предохранителей и выключателей добавляется условие выбора их по отключающей способности.

4.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбираются пот номинальному току, напряжению, роду установки и проверяют по электродинамической, термической и отключающей способности.

Для защиты силовых электродвигателей, кабельных линий, и трансформаторов КТП 10 кВ используем малогабаритный вакуумный выключатель ВВ/TEL, который устанавливается в ячейке распределительного устройства.

Произведем выбор вакуумного выключателя ВВ/TEL для защиты кабельной линии и силового электродвигателя №1.

Произведем выбор вакуумного выключателя по номинальному току и напряжению исходя из выражений:

Uном.в=10кВ в соответствии с каталожными данными [14];

Uном.с =10 кВ;

Iном.в=630 А в соответствии с каталожными данными [14];

Iрас.с =53,32 А, определяется как расчетный ток электродвигателя и кабельной линии (см.таблицу).

Проверим выбранный выключатель по отключающей способности:

(53)

где: Iном.отк – номинальное значение тока отключения выключателя; кА

Iк.з(3) – значение трехфазного тока короткого замыкания на зажимах электродвигателя; кА

Iном.отк =20 кА в соответствии с каталожными данными [14];

Iк.з(3) =11,027 кА; (см.таблицу точка К2).

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

(7.3)

где: iном.дин – допустимый ударный ток короткого замыкания; кА

iуд. рас – расчетный ударный ток короткого замыкания; кА

iном.дин = 51 кА в соответсвии с каталожными данными [14];

iуд. рас = 16,37 кА; (см.таблицу точка К2).

Проверим выбранный выключатель на термическую стойкость:

(54)

где: tп – приведенное время короткого замыкания; с

tном.т.с – время, к которому отнесен ток термической стойкости, с:

tп =0,15 с;

tном.т.с = 3 с.

Iном.т.с = 20 кА в соответствии с каталожными данными [14];

Аналогичным образом вбираем вакуумные выключатели для защиты остальных электро приемников и результаты расчетов заносим в таблицу.

4.2 Выбор разъединителей

Разъединители трехполюсные серии РВЗ с приводами ПР-10 предназначены для включения и отключения обесточенных участков цепи высокого напряжения.

Заземлители серии ЗР предназначены для заземления отключенных участков. Разъединители и заземлители устанавливаются в сетях переменного тока частоты 50 и 60 Гц на напряжение 6 и 10 кВ.

Разъединители, заземлители и приводы для внутренней установки предназначены для работы на высоте над уровнем моря до 1000 м, в помещениях, где колебания температуры и влажности воздуха несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе, и имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха.

Разъединители выбираются по номинальному напряжению и току и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость по выражениям.

Произведем выбор разъединителя для участка кабельной линии до электродвигателя №1 по номинальному току и напряжению исходя из выражений:

Uном.р=10кВ в соответствии с каталожными данными [14];

Uном.с =10 кВ;

Iном.р=630 А в соответствии с каталожными данными [14];

Iрас.с =53,32 А, определяется как расчетный ток кабельной линии (см.таблицу)

По выражению проверим выбранный разъединитель на электродинамическую стойкость:

iном.дин = 50 кА в соответствии с каталожными данными [14];

iуд. рас = 16,37 кА; (см.таблицу точка К2).

По выражению проверим выбранный разъединитель на термическую стойкость:

tп =0,15 с;

tном.т.с = 3 с.

Iнрм.т.с = 20 в соответствии с каталожными данными [14];

Аналогичным образом выбираем разъединители для остальных электроприемников и результаты расчетов заносим в таблицу.

Проходные трансформаторы тока ТПОЛ-10-У3 применяются для питания цепей измерения силы тока, мощности и энергии, для питания цепей защиты коммутации и автоматики в электроустановках переменного тока напряжением 10 кВ. Трансформаторы тока ТПОЛ-10-У3 предназначены для эксплуатации в условиях умеренного климата пр температуре окружающего воздуха от +400С до -450С и относительной влажности воздуха 98% при +250С.

Проходные трансформаторы по номинальному напряжению и номинальному току первичной обмотки и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Выберем проходной трансформатор тока для кабельной линии и для электродвигателя №1.

Выберем трансформатор тока для кабельной линии электродвигателя №1 по условиям:

Uном.т.т=10кВ в соответствии с каталожными данными [14];

Uном.с =10 кВ;

Iном.п.т.т = 150 А в соответствии с каталожными данными [14];

Iрас.с =53,32 А, определяется как расчетный ток электродвигателя и кабельной линии ( см.таблицу)

Проверим выбранный трансформатор тока на электродинамическую стойкость:

(55)

где: iуд. рас – расчетный ударный ток короткого замыкания; кА

Iном.п.т.т – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока; А

iуд. рас = 16,37 кА; (см.таблицу точка К2).

Кдин.т.т = 114 = Кдин.р = 77,19.

Кдин.т.т = 114 в соответсвии с каталожными данными [14].

Проверим выбранный трансформатор тока на термическую стойкость:

(56)

где: tп – приведенное время короткого замыкания; с

tном.т.с – время, к которому отнесен ток термической стойкости;с

Iк.з(3) – значение трехфазного тока короткого замыкания на зажимах электродвигателя; кА

Iк.з(3) =1 кА; (см.таблицу точка К2).

tп =0,15 с;

tном.т.с = 3 с.

К.т.с = 45>К.т.с.р = 16,44

К.т.с = 45 в соответствии с каталожными данными [14];

Аналогичным образом выбираем трансформаторы тока для остальных электроприемников и результаты вычислений заносим в таблицу.

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения предназначены для установки в комплектном распределительном устройстве для питания цепей измерения, автоматики, сигнализации и защиты в электроустановках переменного тока частоты 50 и 60 Гц. Трансформаторы изготавливаются в климатическом исполнении У и Т категории 3 по ГОСТ 15150-69, предназначены для эксплуатации при условиях: высота установки над уровнем моря не более 1000 м; температура окружающего воздуха с учетом превышения температуры воздуха в токопроводе или комплектном распределительном устройстве при нагрузке трансформаторов предельной мощностью для исполнения У3 от 500С до минус 450С.

Измерительные трансформаторы напряжения (ИТН) выбираются по номинальным параметрам первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток. Фактическая нагрузка подключенных аппаратов должна соответствовать нормальной нагрузке вторичной цепи.

Выбираем трансформатор напряжения по условию соответствия номинального первичного напряжения исходя из выражения:

По классу точности трансформаторы напряжения выбираются в зависимости от допускаемой погрешности в измерениях присоединяемых приборов. Так как от одного трансформатора напряжения могут питаться приборы с различными требованиями к точности измерения, то класс точности трансформатора напряжения выбирают, ориентируясь на прибор наивысшего класса точности. В нашем случае по справочным данным [5,6] выбираем трехфазный масляный трансформатор напряжения для измерения и контроля изоляции типа НТМИ – 10 – 66 У3 с Sн=120 ВА на номинальное напряжение 10 кВ, напряжением вторичной обмотки 100 В и классом точности 0,5. Технические характеристики данного трансформатора приведены в таблице.

Перенапряжениями называют такие повышения напряжения, которые представляют собой опасность для изоляции электрических установок.

Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутренние и атмосферные. Внутренние перенапряжения возникают в результате коммутации, как нормальных (включение и отключение нагруженных линий, отключение ненагруженных трансформаторов и реакторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения КЗ, АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.

Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молнии в электроустановку или вблизи неё. К средствам и способам защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений относятся ограничители перенапряжения типа ОПН-РТ/ТЕL.Рекомендуется использование данных ограничителей перенапряжения для защиты трансформаторов, изоляции кабельных сетей и электродвигателей на промышленных предприятиях. ОПН-РТ/ТЕL применяются для внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха в диапазоне от 400С до минус 600С на высоте не более 2000 метров над уровнем моря. Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 300 Н в направлении перпендикулярном вертикальной оси.Ограничители имеют малый вес и габариты и могут крепится в любом положении в пространстве при помощи болтов.Ограничители перенапряжения выбирают (по каталожным данным [14]) по номинальному напряжению исходя из выражения:

Технические характеристики ограничителей перенапряжения приведены в таблице.

Плавкие предохранители служат для защиты электрических установок от токов короткого замыкания и токов перегрузки. Простая конструкция, небольшие размеры и сравнительно малая стоимость обусловили широкое применение плавких предохранителей в сельских электроустановках.

Плавкие предохранители для защиты трансформаторов напряжения выбираем по следующим параметрам в соответствии с [13]:

По номинальному напряжению исходя из выражения:

Применение предохранителей, номинальное напряжение которых меньше номинального напряжения электроустановки, не допускается из-за возможности возникновения короткого замыкания в самом предохранителе. Применение предохранителей, номинальное напряжение которых больше, чем напряжение электроустановки, не рекомендуется, так как это приводит к изменению условий гашения электрической дуги и ухудшению защитных характеристик предохранителей.

По предельному отключаемому току предохранителя

(56)

где: Iпр.откл – предельный отключаемый ток предохранителя (неограничен); кА

I - действующее значение тока к.з. за первый период; кА

Iпр.откл – неограничен;

I = 11,32 кА; (см.таблицу)

Невыполнение этого требования может привести к увеличению времени горения и к разрушению предохранителя. К установке принимаем предохранитель ПКН – 10 У3.Данные предохранителя заносим в таблицу.

4.4 Выбор комплектных распределительных устройств

В качестве комплектного распределительного устройства 10 кВ на Главной канализационной насосной станции используем распределительное с камерами КСО-298-У3.

Камеры одностороннего обслуживания КСО-298 были разработаны в 1998 году и предназначены для использования взамен камер КСО-272. Камеры имеют меньшие габариты, что позволяет использовать их для модернизации распределительных устройств и увеличения количества фидеров на уже существующих площадках распределительных устройств.

Камеры КСО-298 на напряжение 10 кВ предназначены для распределительных устройств переменного трехфазного тока частотой 50 Гц. Камеры применяются для работы в следующих условиях:

В части воздействия климатических факторов внешней среды исполнения У и УХЛ категории 3 и 4 по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1;
Высота над уровнем моря – не более 1000 метров;
Окружающая среда не должна быть взрывоопасной, содержать токопроводящей пыли, агрессивных паров и газов, в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.

Из камер КСО-298 собираются распределительные устройства, служащие для приема и распределения электрической энергии. Принцип работы определяется совокупностью схем главных и вспомогательных цепей камер КСО-298.

Камеры представляют собой сборную металлическую конструкцию, составные части которой сварены из листовых гнутых профилей.

Конструктивно камеры КСО-298 состоят из трех отсеков – высоковольтного, низковольтного и кабельного. Внутри размещена аппаратура главных цепей, реле защиты, управления. Рукоятки приводов и аппаратов управления, приборы учета, измерения и сигнализации расположены с фасадной стороны камеры КСО. Доступ в камеру обеспечивают две двери: верхняя – в зону высоковольтного выключателя, трансформатора напряжения или предохранителя, и нижняя – в зону кабельных присоединений, конденсаторной установки или разъединителей.

Все аппараты, установленные в камере КСО, которые подлежат заземлению, заземлены. Сам каркас камеры приваривается непосредственно к металлическим заземленным конструкциям. Заземление сборных шин может осуществляться в камере с трансформатором напряжения или в отдельной камере.

Камеры КСО-298 имеют изоляцию на напряжение 10 кВ.

В камерах КСО-298 предусмотрены блокировки:

Линейного и шинного разъединителей с использованием двух герконовых блокираторов, исключающих включение выключателя при промежуточном положении разъединителей, а также исключающих операции при включенном выключателе;
Механические блокировки линейного и шинного разъединителей, предотвращающие включение заземляющих ножей при включенных главных ножах, а также включение главных ножей при включенных заземляющих ножах.
Кроме этого, имеется кнопка аварийного ручного отключения выключателя.

Таблица 8

Технические характеристики камер КСО-298

Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток главных цепей, А	630
Номинальный ток отключения камер, кА	20
Предельный сквозной ток камер, кА	51
Ток термической стойкости (3 с), кА	20
Номинальный ток сборных шин, А	630

4.5 Выбор электрооборудования напряжением 0,4 кВ

В данном разделе проводится выбор автоматических выключателей на шинах 0,38 кВ комплектной трансформаторной подстанции для АВР; на вводах 0,38 кВ щита станций управления; на шинах 0,38 кВ щита станций управления для АВР; на шинах 0,38 кВ комплектной трансформаторной подстанции для кабельной линии, питающей щит главного насоса №7; на вводе 0,38 кВ щита главного насоса №7. Кроме того все выбранные автоматические выключатели проверяются на чувствительность по выражению:

где: Iк.з(1) – значение тока однофазного короткого замыкания; кА

Iн.т.р – номинальный ток теплового расцепителя АВ; А

Выбор автоматических выключателей на на шинах 0,38 кВ комплектной трансформаторной подстанции для АВР; на вводах 0,38 кВ щита станций управления; на шинах 0,38 кВ щита станций управления для АВР; на шинах 0,38 кВ комплектной трансформаторной подстанции для кабельной линии, питающей щит главного насоса №7; на вводе 0,38 кВ щита главного насоса №7 проводим аналогично выбору автоматических выключателей для электродвигателей, который приведен в подразделе 5.3 и результаты выбора выключателей заносим в таблицу.

Произведем проверку выбранного автоматического выключателя, на вводе 0,38 кВ щита станций управления; на чувствительность по выражению:

Iк.з(1) = 7,3727 кА (см.таблицу), Iн.т.р = 320 А.

Таким образом выбранный нами выключатель удовлетворяет условию.

Аналогичным образом производим проверку на чувствительность остальных автоматических выключателей и результаты заносим в таблицу.

5 Релейная защита

В сетях промышленных предприятий для защиты линий, трансформаторов, электродвигателей, преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.

Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов, и предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ поврежденного элемента системы электроснабжения, если данные повреждения представляют собой опасность для этой системы, или воздействующее на сигнализацию, если нет опасности.

5.1 Релейная защита силовых электродвигателей 10 кВ

На асинхронных электродвигателях напряжением выше 1 кВ устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

Многофазных замыканий в обмотках статора и на ее выводах;
Замыканий на землю в обмотке статора;
Токов перегрузки;
Снижения напряжения.

Для защиты электродвигателей мощностью до 5000 кВт от многофазных замыканий в обмотках статора, согласно [15], используют токовую отсечку без выдержки времени, которая действует на отключение выключателя. Токовую отсечку выполняют двумя реле РТ-80, включенными на фазные токи по схеме” неполная звезда”. Такое исполнение исключает возможность отключения защитой двойного замыкания на землю. Ток срабатывания реле определяется по формуле:

где: Ксх – коэффициент схемы;

Кн – коэффициент надежности;

Квоз – коэффициент возврата;

Кт.т – коэффициент трансформации трансформатора тока;

Iп – пусковой ток электродвигателя; А

где: Кi – кратность пускового тока электродвигателя;

Iном.дв – номинальный ток электродвигателя;А

По расчетному значению тока срабатывания реле (по справочным данным) выбирается ток уставки реле.

После определения тока уставки реле определяется коэффициент чувствительности защиты:

где: Iк.з(2) – значение двухфазного тока короткого замыкания на зажимах электродвигателя; А

Далее определяется ток срабатывания отсечки для защиты от многофазных коротких замыканий исходя из выражения:

Затем определяется ток срабатывания реле отсеки:

где: Ка – коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока.

По расчетному значению тока срабатывания реле отсечки (по справочным данным) выбирается ток уставки для данного реле.

После выбора тока уставки производится уточнение значения тока срабатывания отсечки:

где: Iу.р.о – ток уставки реле отсечки,А

Последним этапом является определение коэффициента чувствительности отсечки:

где: Iк.з(3) – значение трехфазного тока короткого замыкания на зажимах электродвигателя; кА

Выполним защиту от многофазных замыканий в обмотках статора для электродвигателя насоса №1.

По формуле определим значение тока срабатывания реле РТ-80 для электродвигателя насоса №1:

Ксх= 1 – для схемы включения схеме” неполная звезда”;

Кн = 1,2 – для реле РТ-80;

Квоз = 0,85 – для реле РТ-80;

Кт.т = 20 - для трансформатора тока ТПОЛ-150/5;

Iп = 399,44 А.

где: Кi = 7,5;

Iном.дв = 53,26 А.

По справочным данным [16] выбираем ток уставки реле для реле РТ-80:

Iу =19 А.

По формуле определяем значение коэффициента чувствительности защиты:

Iк.з(2) = 9539,01 А.

По формуле определяем ток срабатывания отсечки для защиты от многофазных коротких замыканий:

По формуле определяем ток срабатывания реле отсеки:

Ка = 2.

По расчетному значению тока срабатывания реле отсечки (по справочным данным [16]) выбираем ток уставки для данного реле Iу.р.о = 27 А.

По выражению произведем уточнение значения тока срабатывания отсечки:

По формуле определим коэффициента чувствительности отсечки:

Iк.з(3) = 11,028 кА.

Аналогичным образом рассчитываем защиту от многофазных замыканий для остальных электродвигателей и результаты заносим в таблицу 10.1.

Защита от однофазных замыканий в обмотке статора, согласно [17], предусматривается на электродвигателях мощностью менее 2000 кВт при суммарном емкостном токе сети 10 А и более. Такое решение, бывшее до недавнего времени типовым, приводило, как показал опыт эксплуатации, к тому, что электродвигатели мощностью до 2000 кВт оказывались практически незащищенными ни от однофазных, ни от двойных (одно в фазе обмотки, другое – в сети) замыканий на землю. Результатом не отключенных своевременно замыканий было значительное число повреждений электродвигателей с оплавлением железа и выгоранием секций статора. Поэтому в настоящее время выполняется защита от замыканий в обмотке статора при суммарном емкостном токе сети более 5 А. Вместе с тем, следует подчеркнуть целесообразность установки данной защиты и при меньших токах. Это следует, прежде всего из того, что однофазные замыкания в обмотках статора – самый распространенный вид повреждений электродвигателей – даже при суммарном емкостном токе сети ниже 5 А не могут само ликвидироваться и являются опасными с точки зрения их медленного перехода в многофазные короткие замыкания. Поэтому, чем чувствительнее защита к однофазным замыканиям в обмотке статора, тем лучше, и тем больше вероятность того, что это повреждение не перейдет в многофазное или витковое короткое замыкание.

Для защиты электродвигателей от однофазных замыканий на землю применяют максимальную токовую защиту нулевой последовательности с помощью одного реле РТЗ-51, которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности. Ток срабатывания защиты при этом определяется из выражения:

где: Котс – коэффициент отстройки;

Кб – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;

Iс – собственный емкостный ток сети; А

Значение собственного емкостного тока сети определяется как сумма емкостных токов электродвигателя и линии от места установки трансформатора тока нулевой последовательности до выводов электродвигателя:

Собственный емкостный ток электродвигателя определяется по формуле:

где: f – частота питающей сети; Гц

- емкость фазы статора; Фр

Uн – номинальное напряжение электродвигателя; В

Емкость фазы электродвигателя определяется по выражению:

где: Sном – номинальная мощность электродвигателя; МВА

Uн – номинальное напряжение электродвигателя; кВ

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

где: Сл – рабочая емкость жилы; мкФ/км (берется по справочным данным)

l – длина кабельной линии; км

Выполним защиту от однофазных замыканий в обмотке статора для электродвигателя главного насоса№1.

По выражению определяем емкость фазы электродвигателя:

Sном = 0,879 МВА;

Uн = 10 кВ.

По выражению определим собственный емкостный ток электродвигателя:

f = 50 Гц;

Uн = 10000 В.

По выражению определяем собственный емкостный ток линии, входящей в зону защиты:

Сл = 0,31 мкФ/км (берется по справочным данным [10] для сечения 95 мм2)

l = 0,05 км.

По выражению определяем значение собственного емкостного тока сети:

По формуле (10.8) определяем ток срабатывания защиты:

Котс =1,3;

Кб =2,5 для реле РТЗ-51.

исходя из значения тока срабатывания защиты, по справочным данным[16], выбираем ток уставки для реле РТЗ-51 Iу = 2 А.

Аналогичным образом рассчитываем защиту от однофазных замыкания для остальных электродвигателей и результаты расчетов заносим в таблицу 10.2.

Защиту от токов перегрузки согласно [15] выполняют как однофазную или двухфазную максимальную токовую защиту и устанавливают только на электродвигателях, подверженных технологическим перегрузкам. Защита, как правило, действует на сигнал или на разгрузку механизма, а при отсутствии обслуживающего персонала защита действует на отключение.

Ток срабатывания реле определяется исходя из выражения:

По формуле (10.13) определяем ток срабатывания реле для защиты от перегрузки:

По справочным данным [16] выбираем ток уставки для реле РТ-80 равным Iу = 4 А.

Аналогичным образом рассчитываем ток срабатывания, и выбираем ток уставки реле РТ-80 для защиты электродвигателей от перегрузки и результаты расчетов заносим в таблицу.

Защита от потери питания, согласно [17], устанавливается для предотвращения повреждения электродвигателей, затормозившихся в результате кратковременного или длительного понижения напряжения. Защиту электродвигателей от снижения напряжения выполняют для надежности действия с помощью трех реле минимального напряжения и устанавливается для отключения неответственных потребителей, обеспечивая тем самым самозапуск ответственных электродвигателей. Защита при этом выполняется с использованием энергии предварительно заряженных конденсаторов. Выдержку времени выстраивают от отсечек электродвигателей и устанавливают равной 0,5-1,5 с. Напряжение, при котором реле сработает определяют из выражения:

На этом расчет защит двигателей заканчивается.

5.2 Релейная защита кабельных линий 10 кВ

На кабельных линиях, работающих в сетях с малыми токами замыкания на землю, согласно [5], устанавливают релейную защиту от следующих повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий; однофазных замыканий на землю; перегрузки.

Для защиты кабельных линий от многофазных замыканий предусматривают защиту, отстроенную по селективности от защиты электродвигателя.

Ток срабатывания реле при этом определяется по формуле:

где: Ксх – коэффициент схемы;

Кн – коэффициент надежности;

Кс.з – коэффициент самозапуска;

Квоз – коэффициент возврата;

Кт.т – коэффициент трансформации трансформатора тока;

Iрас – расчетный ток линии.

Для защиты кабельных линий от замыкания на землю используют специальные трансформаторы нулевой последовательности (максимальная токовая защита нулевой последовательности). Действие защиты в этом случае происходит на сигнал.

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

Ток срабатывания реле при этом также определяется по выражению.

Произведем расчет защиты для линии, питающей электродвигатель насоса №1.

По выражению определяем ток срабатывания реле для защиты от многофазных коротких замыканий:

Ксх = 1; Кн = 1,2; Кс.з = 2,5; Квоз = 0,85; Кт.т = 20; Iрас = 53,26 А.

По найденному значению тока срабатывания реле по справочным данным [16] выбираем ток уставки для реле РТ-80 Iу = 7 А.

По выражению определяем коэффициент чувствительности защиты:

Iк.з(2) = 9539,01 А (см. таблицу 6)

По выражению определяем ток срабатывания реле для защиты от однофазных замыканий на землю:

По найденному значению тока срабатывания реле (по справочным данным [16]) выбираем ток уставки Iу = 4 А.

По выражению (10.25) определяем ток срабатывания реле для защиты от перегрузки:

По найденному значению тока срабатывания реле (по справочным данным [16]) выбираем ток уставки Iу = 4 А.

Аналогично рассчитываем защиту кабельных линий для других электроприемников и результаты заносим в таблицы. Защита кабельной линии, питающей силовой трансформатор комплектной трансформаторной подстанции, от многофазных замыканий, выполняется также, как и для силового трансформатора.

5.3 Устройство для защиты понижающего трансформатора с односторонним питанием

Предлагаемое устройство можно отнести к релейной защите трансформаторов, и может быть использовано для защиты трансформаторов с односторонним питанием, например, понижающих блочных трансформаторов, блоков генератор-трансформатор, генераторов при коротких замыканиях.

Целью внедрения устройства является повышение чувствительности к коротким замыканиям.

На листе графической части проекта изображена структурная схема устройства для защиты понижающего трансформатора с односторонним питанием; там же - структурная схема блока тормозного сигнала.

Устройство для защиты понижающего трансформатора с односторонним питанием содержит трансформаторы TA1 и TA2 тока, первый 1 и второй 2 согласующие промежуточные трансформаторы, фильтр 3 промышленной частоты, первый преобразователь 4 сигналов, первый дифференцирующий элемент 5, фильтр 6 высших гармоник, второй преобразователь 7 сигналов, второй дифференцирующий элемент 8, блок 9 анцапфного переключателя, блок 10 тормозного сигнала, третий преобразователь 11 сигналов, третий дифференцирующий элемент 12, выпрямитель 13, блок 14 «ЗАПРЕТ», пороговый элемент 15, выходной блок 16. Блок 10 тормозного сигнала содержит ключ 17 и одновибратор 18.

Устройство работает следующим образом.

В нормальном режиме работы под действием тока нагрузки во вторичных обмотках трансформаторов TA1 и TA2 тока протекают токи, которые в промежуточных трансформаторах 1 и 2 соответственно преобразуются в напряжение. С выхода первого промежуточного трансформатора 1 переменное синусоидальное напряжение поступает через фильтр 3 промышленной частоты, в котором из напряжения выделяется первая гармоника, на преобразователь 4 сигналов, где происходит преобразование напряжения переменного тока в постоянное. Первый дифференцирующий элемент 5 пропускает только переменную составляющую напряжения и, поэтому сигнал на разрешающем входе блока 14 "ЗАПРЕТ" отсутствует.

С выхода второго промежуточного трансформатора 2 напряжение переменного тока подается на третий преобразователь 11 сигналов, в котором также напряжение переменного тока преобразуется в постоянное, так как третий дифференцирующий элемент 12 также пропускает только переменную составляющую напряжения, то на третьем запрещающем входе блока 12 "ЗАПРЕТ", подключенном через выпрямитель 13 к выходу дифференцирующего элемента 12, сигнал отсутствует.

При увеличении тока нагрузки и внешних коротких замыканиях в силовой цепи появляется апериодическая составляющая тока и поэтому на выходах преобразователей 4 и 11 сигналов происходит изменение уровня напряжения от меньших значений к большим, вследствие чего на выходах первого и третьего дифференцирующих элементов 5 и 12 появляются короткие импульсы напряжения. Однако на выходе блока 14 "ЗАПРЕТ" остается нулевой потенциал, так как напряжение с выхода третьего дифференцирующего элемента 12 через выпрямитель 13 подается на запирающий вход блока "ЗАПРЕТ".

Если короткое замыкание происходит в силовом трансформаторе TV1 и импульс напряжения образуется только на выходе первого дифференцирующего элемента 5, то на разрешающий вход блока 14 "ЗАПРЕТ" подается сигнал, приводящий к срабатыванию последнего. С выхода блока 14 "ЗАПРЕТ" напряжение поступает на пороговый элемент 15, представляющий собой детектор пересечения нулевого уровня, а с выхода последнего сигнал с фиксированной амплитудой подается на выходной блок 16, с выхода которого напряжение подается в цепь отключения коммутационного аппарата. Для исключения ложных срабатываний защиты при бросках тока намагничивания в схему устройства введены фильтр 6 высших гармоник, преобразователь 7 сигналов и дифференцирующий элемент 8. При бросках тока намагничивания в силовой цепи появляется апериодическая составляющая тока, содержащая в себе первую и высшие гармоники тока, вследствие чего на выходах первого и второго дифференцирующих элементов 5 и 8 появляются короткие импульсы напряжений. Однако срабатывания блока 14 "ЗАПРЕТ" не происходит, так как с выхода дифференцирующего элемента 10 сигнал подается на его запирающий вход. Блок 10 формирует тормозной сигнал в режиме переключения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (БПН). Данный блок работает следующим образом. При переключении переключателя 9 поступает сигнал, запускающий одновибратор 18. В момент переключения устройства РПН в силовой цепи с питающей стороны трансформатора возникает бросок тока, вследствие чего на выходе блока 4 появляется сигнал, поступающий на силовой вход ключа 17 блока 10. При срабатывании одновибратора 18 ключ 17 открывается и на второй запрещающий вход блока 14 "ЗАПРЕТ" поступает тормозной сигнал, запрещающий отключение коммутационного аппарата. Время работы одновибратора выбирается большим постоянной времени дифференцирующего элемента 5 для исключения ложного срабатывания защиты. Выпрямитель 13 предназначен для срезания сигнала отрицательной полярности, возникающего на выходе дифференцирующего элемента 12 при переходе уровня напряжения на выходе преобразователя сигналов 11 от большей величины к меньшей. Для исключения ложного срабатывания защиты постоянная времени второго 8 и третьего 12 дифференцирующих элементов выбирается несколько больше постоянной времени первого дифференцирующего элемента 5.

В качестве одновибратора предлагается использовать одновибратор на операционном усилителе, схема которого представлена на листе графической части проекта и рисунке. Такой одновибратор, или иначе релаксационный генератор (релаксатор), относится к классу спусковых устройств и основан на применении усилителей с положительной обратной связью. В отличие от триггеров, обладающих двумя состояниями устойчивого равновесия, релаксатор имеет не более одного состояния. Кроме того, он имеет состояние квазиравновесия, характеризуемое сравнительно медленными изменениями токов и напряжений, приводящими к некоторому критическому состоянию, при котором создаются условия для скачкообразного перехода релаксатора из одного состояния в другое. У одновибратора переход из состояния устойчивого равновесия в состояние квазиравновесия происходит под воздействием внешнего запускающего импульса, а обратный переход – самопроизвольно по истечении некоторого времени, определяемого параметрами устройства. Таким образом, одновибратор генерирует один импульс с определенными параметрами при воздействии запускающего импульса.

Рисунок 5.1 Принципиальная электрическая схема одновибратора

на операционном усилителе.

Допустим, что входное напряжение одновибратора равно Uвых.min. Тогда на инверсном входе (на конденсаторе С1) напряжение u_ равно прямому напряжению открытого диода VD1 и близко к нулю. На прямом входе напряжение отрицательно и равно:

Если на прямой вход поступает короткий входной положительный импульс напряжения, амплитуда которого не менее , то триггер Шмитта скачком переходит в противоположное состояние и . Тогда и конденсатор С1 начинает заряжаться через резистор R1, при этом напряжение на нем, равное u_, стремится к по экспоненте. При происходит обратное переключение триггера Шмита, а конденсатор С1 начинает перезаряжаться от до . Однако, когда напряжение на конденсаторе становится примерно равным нулю, открывается диод VD1 и дальнейшего изменения напряжения не происходит. Таким образом, одновибратор возвращается в исходное состояние после появления на выходе одиночного прямоугольного импульса . Длительность импульса одновибратора не зависит от длительности входного импульса, если она меньше tи. Через время tв одновибратор готов к приему следующего импульса.

Рисунок 5.2 Временные диаграммы одновибратора на операционном усилителе.

Предлагаемое устройство для защиты понижающего трансформатора с односторонним питанием может быть использовано и для защиты трансформатора, содержащего несколько вторичных обмоток. При этом на каждую вторичную обмотку устанавливается трансформатор тока, а в схему устройства добавляется промежуточный трансформатор, преобразователь сигналов, дифференцирующий элемент и выпрямитель. При этом соответственно увеличивается количество запрещающих входов блока "ЗАПРЕТ".

6 Определение сметной стоимости реконструкции системы электроснабжения предприятия

Затраты на реконструкцию включают в себя стоимость оборудования, стоимость демонтажных и монтажных работ. Стоимость электромонтажных работ слагается из прямых затрат, накладных расходов и плановых накоплений.

Прямые затраты определяются на основании действующих сметных норм. Прямые затраты учитывают в своем составе основную заработную плату рабочих, стоимость материалов, изделий, конструкций и эксплуатации строительных машин.

Накладные расходы учитывают в своем составе затраты строительно-монтажных организаций, связанные с созданием общих условий производства, его обслуживанием, организацией и управлением.

Плановые накопления представляют собой нормативную прибыль строительно-монтажных организаций, учитываемую в сметной стоимости строительно-монтажных работ.

Начисление накладных расходов и плановых накоплений при составлении смет без деления на разделы производится в конце сметы за итогом прямых затрат, а при формировании сметы по разделам - в конце каждого раздела и в целом по смете.

Составим смету на реконструкцию системы электроснабжения АО «Костанай СУ». Смета составлена в 2010 году на основе ресурсно-сметных норм и прайс-листов 2014 года с пересчётом в базисный год. При техническом переоснащении объекта к основной заработной плате, эксплуатации машин и механизмов и трудозатратам принимается коэффициент 1,1. При демонтаже оборудования с последующим его использованием принимается коэффициент 0,4, а без последующего использования – 0,3.

При определении сметной стоимости приняты:

- накладные расходы – 93,1%;

- плановые накопления – 90,7%.

6.1 Экономическое обоснование мероприятий по замене оборудования на предприятии

При реконструкции системы электроснабжения предприятия 110/10 кВ главной причиной замены трансформаторов является истекший срок службы и малый коэффициент загрузки. Замена трансформаторов мощностью 10000 кВ*А на трансформаторы мощностью 4000 кВ*А приводит к увеличению коэффициента загрузки и уменьшению потерь мощности и электрической энергии.

Расчёт потерь электроэнергии ведётся по времени наибольших потерь. Время наибольших потерь определяется по формуле:

где Тнб – время использования максимальной нагрузки, для трансформаторов составляет 3500 ч.

Время наибольших потерь составляет:

В соответствии с данным методом потери активной энергии в трансформаторе будут равны:

где Рк – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

Рх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

Т – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов в год;

– коэффициент загрузки трансформатора.

Коэффициент загрузки определяется по выражению:

где S – мощность, протекающая через трансформатор, кВ*А;

Sн.т – номинальная мощность трансформатора, кВ*А.

Потери активной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

Определим потери мощности и электрической энергии в трансформаторах на 10000 кВ*А по формулам:

кВт

тыс. кВт*ч

Определим потери мощности и электрической энергии в трансформаторе мощностью 4000 кВ*А:

кВт

тыс. кВт*ч.

Потери мощности и электроэнергии за год после замены на трансформатор меньшей мощности уменьшились на величину:

кВт.

тыс. кВт*ч.

Экономия в денежном выражении составит:

=22,325 млн. тг.

Найдем статический срок окупаемости:

г.

Определим экономический эффект за весь срок жизни проекта.Принимаем срок жизни проекта 20 лет. Расчёты представим в таблице.

Определим динамический срок окупаемости:

г.

Таблица 6.1

Определение экономического эффекта от замены трансформаторов за весь срок жизни проекта

Годы	Капиталовложения, млн. тг.	Прибыль, млн. тг.	Поток наличности, млн. тг.	Коэффициент дисконта	Дисконтированный поток наличности, млн. тг.	Накопленная НДС, млн. тг.
0	148,468	0,000	-148,468	1,000	-148,468	-148,468
1		22,325	22,325	0,909	20,295	-128,173
2		22,325	22,325	0,826	18,450	-109,722
3		22,325	22,325	0,751	16,773	-92,949
4		22,325	22,325	0,683	15,248	-77,701
5		22,325	22,325	0,621	13,862	-63,839
6		22,325	22,325	0,564	12,602	-51,237
7		22,325	22,325	0,513	11,456	-39,781
8		22,325	22,325	0,467	10,415	-29,366
9		22,325	22,325	0,424	9,468	-19,898
10		22,325	22,325	0,386	8,607	-11,291
11		22,325	22,325	0,350	7,825	-3,466
12		22,325	22,325	0,319	7,113	3,648
13		22,325	22,325	0,290	6,467	10,114
14		22,325	22,325	0,263	5,879	15,993
15		22,325	22,325	0,239	5,344	21,338
16		22,325	22,325	0,218	4,859	26,196
17		22,325	22,325	0,198	4,417	30,613
18		22,325	22,325	0,180	4,015	34,629
19		22,325	22,325	0,164	3,650	38,279
20		22,325	22,325	0,149	3,318	41,597

Из расчетов видно, что выполненное ОТМ по замене трансформаторов ТДН-10000/110/10 на ТМН-4000/110/10 является эффективным.

При замене трансформаторов ТДН-10000/110/10 на ТМН-4000/110/10, масляных выключателей типа ВМПП-10 на вакуумные ВВ/TEL-10, отделителей с короткозамыкателями на элегазовые выключатели типа LTB -145 D1 можно также определить экономию трудозатрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание. Пользуемся нормативами системы планово-предупредительного ремонта оборудования, сетей, производственных цехов. Результаты расчётов представлены в приложении.

Произведём расчёт эффективности замены светильников под лампы накаливания типа НСП-150 на люминесцентные TCS040/1361 0 с лампами TL-D-40 в ЗРУ. Количество светильников типа TCS-040 с лампами TL-D-40 равняется:

Nсв=шт.

Nламп= шт.

Определяем мощность освещения:

Р=Вт.

Количество старых светильников составляет 48 штук. Тогда мощность освещения равна:

Вт.

Снижение мощности будет:

кВт.

Определяем экономию электроэнергии:

кВтч.

Определим экономию электроэнергии в денежном эквиваленте:

=11,315 млн. тг.

Найдем статический срок окупаемости:

г.

Определим экономический эффект за весь срок жизни проекта.Принимаем срок жизни проекта 5 лет. Расчёты представим в таблице.

Таблица 6.2

Определение экономического эффекта замены светильников под лампы накаливания типа НСП-150 на люминесцентные TCS040/1361 0 с лампами TL-D-40 в ЗРУ за весь срок жизни проекта

Годы	Капиталовложения, млн. тг.	Прибыль, млн. тг.	Поток наличности, млн. тг.	Коэффициент дисконта	Дисконтированный поток наличности, млн. тг.	Накопленная ЧДС, млн. тг.
0	1,904	0,000	-1,904	1,000	-1,904	-1,904
1		11,315	11,315	0,893	10,103	8,199
2		11,315	11,315	0,797	9,020	17,219
3		11,315	11,315	0,712	8,054	25,273
4		11,315	11,315	0,636	7,191	32,464
5		11,315	11,315	0,567	6,421	38,885

Определим динамический срок окупаемости:

г.

Аналогично производится расчёт эффективности по замене светильников под лампы накаливания типа СЗЛ-300 в количестве сорок штук на восемь прожекторов типа ИО 04- 1000 -001 с лампами Г-1000-5 в ОРУ.

Определяем мощность освещения прожекторов:

Р=Вт.

Тогда мощность освещения ламп накаливания равна:

Вт.

Снижение мощности будет на величину:

кВт.

Определяем экономию электроэнергии:

кВтч.

Определим экономию электроэнергии в денежном эквиваленте:

=2,594 млн. тг.

Определение затрат на ОТМ в ценах 1991 и 2006 года представлены в приложении.

Найдем статический срок окупаемости:

г.

Таблица 6.3

Определение экономического эффекта замены светильников под лампы накаливания типа СЗЛ-300 на прожекторы типа ИО 04- 1000 -001 с лампами Г-1000-5 в ОРУ за весь срок жизни проекта

Годы	Капиталовложения, млн. тг.	Прибыль, млн. тг.	Поток наличности, млн. тг.	Коэффициент дисконта	Дисконтированный поток наличности, млн. тг.	Накопленная НДС, млн. тг.
0	1,035	0,000	-1,035	1,000	-1,035	-1,035
1		2,594	2,594	0,893	2,316	1,281
2		11,315	2,594	0,797	2,068	3,349
3		11,315	2,594	0,712	1,846	5,195
4		11,315	2,594	0,636	1,649	6,844
5		11,315	2,594	0,567	1,472	8,316

Определим динамический срок окупаемости:

г.

6.2 Технико-экономические показатели проекта

Технико-экономические показатели проекта представлены на листе графической части проекта.Выводы:В данной главе была составлена смета на реконструкцию системы электроснабжения АО «Костанай СУ», в том числе смета замены трансформаторов ТДН-10000/110/10 на ТМН-4000/110/10, смета замены светильников под лампы накаливания типа НСП-150 на люминесцентные TCS040/1361 0 с лампами TL-D-40 в ЗРУ, смета замены светильников под лампы накаливания типа СЗЛ-300 на прожекторы типа ИО 04- 1000 -001 с лампами Г-1000-5 в ОРУ. По данным мероприятиям определили технико-экономические показатели. Произвели расчёт экономии трудоёмкости при замене трансформаторов ТДН-10000/110/10 на ТМН-4000/110/10, масляных выключателей типа ВМПП-10 на вакуумные типа BB/TEL-10, отделителей типа ОД-110 с короткозамыкателями типа КЗ-110 на элегазовые выключатели типа LTD-145 D1. Из технико-экономических показателей видно, что мероприятия по замене оборудования на предприятии экономически целесообразны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте произведено проектирование сети электроснабжения АО «Костанай Су».

Расчёт электрических нагрузок производился методом коэффициента одновременности и коэффициента спроса (для лифтов).Если по каким-либо причинам расчетные нагрузки определяют без применения ЭВМ, то используют несколько иную методику расчета. Исходными данными служат значения расчетных нагрузок на вводах потребителей и коэффициентов одновременности, принимаемых по специальным таблицам в зависимости от числа электроприемников. Коэффициентом одновременности называют отношение расчетной нагрузки группы электроприемников к сумме их максимальных нагрузок. Нагрузки, как правило, определяют отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов. Если от сети питаются только производственные потребители, то расчет можно выполнять лишь для дневных часов. Если же потребители только бытовые, то можно рассчитывать лишь вечерний режим.

Произведён расчёт электрической сети, который заключался: в выборе трансформаторов с учётом их перегрузочной способности; расчёте сечения кабельных линий электропередач и выборе кабелей с учётом длительно-допустимого тока, экономической плотности тока и допустимой потере напряжения; выборе электрических аппаратов по номинальному току и номинальному напряжению. Назначением расчетов режимов электрических сетей являются:выбор схемы и параметров сети, в т. ч. определение загрузки элементов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности, а также выбор сечений проводов и мощностей трансформаторов;выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности и оптимизации потокораспределения;выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограничению;разработка мероприятий по обеспечению устойчивости электроэнергетической системы (ОЭС).Для указанных целей в схемах развития энергосистем и электрических сетей выполняются расчеты:установившихся режимов работы:статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС); динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электростанций); токов КЗ.Расчеты выполняются с использованием вычислительной техники и соответствующих программ для ЭВМ.Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости выполняются на основной расчетный срок (5—10 лет), а при необходимости для решения отдельных вопросов развития сети, также на промежуточные и перспективные этапы.Расчеты токов КЗ выполняются на перспективу 10 лет, а при необходимости — на промежуточный период. В схемах развития ОЭС для узловых пунктов системообразующей сети дается также оценка токов КЗ на перспективу 15 лет.

Рассчитаны токи короткого замыкания с целью: проверки, а в случае необходимости и корректировки, правильности выбора кабелей и электрических аппаратов, и расчёта релейной защиты.Знание значений симметричных токов 3-фазного КЗ в различных точках установки является необходимым для проектирования установки.Знание величин симметричных токов 3-фазного КЗ в стратегических точках установки необходимо, чтобы рассчитать параметры распределительного устройства (номинальный ток КЗ); кабелей (номинальный ток термической стойкости); защитных устройств (уставки селективной защиты) и т.д. В работе был рассмотрен 3-фазный ток КЗ нулевого сопротивления (так называемый ток КЗ болтового соединения), подаваемый через типовой понижающий распределительный трансформатор.За исключением очень необычных обстоятельств, этот тип повреждения является наиболее серьезным, и очень простым для вычисления.Токи КЗ, в цепи, питаемой от генератора переменного тока, а также в цепях постоянного тока, рассматриваются в главе М.Самые простые вычисления и практические правила, которым нужно следовать, дают результаты достаточной точности, которые в большинстве случаев подходят для целей расчета установки.

Рассмотрены на экономическую пригодность, и надежность типы зануления. Выполнен расчет зануляющегося, наиболее применяемого, устройства системы TN-C-S.

Произведен расчет локальной сметы на строительство подстанции.

В ходе проектирования использована техническая документация и литература список которой прилагается. Проект выполнен с учетом последних достижений в области электроснабжения и в соответствии с требованиями ПУЭ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПУЭ (правила устройства электроустановок) – 6-е издание переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 2006г
Ведомственные строительные нормы, электрооборудование жилых и общественных зданий. – ВСН № 59-88. – М.: Государственный комитет по архитектуре и градостроительству при Госстрое, 2010 г.
Справочник по проектированию электроснабжения городов / В.А.Козлов, Н.И.Билик, Д.Л.Файбисович. – 2-е издание, переработанное и дополненное – Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 2006 г.
ЦигельманИ.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий: Учебник для техникумов. – 2-е издание, исправленное и дополненное – М.: Высшая школа, 2012 г.
ЦигельманИ.Е. Электроснабжение гражданских зданий и коммунальных предприятий: Учебник для электромех. спец. техникумов. – 3-е издание, исправленное и дополненное – М.: Высшая школа, 2008 г.
Инструкция по проектированию городских электрических сетей. – РД 34.20.185-94. – Гипрокоммунэнерго, РАО „ЕЭС России”, Энергосеть проект, 2004 г.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А. А. Фёдорова. Т 2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 2007г.
Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов – 4-е издание переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 2009 г.
Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для ВУЗов / А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др.; Под редакцией А. А. Васильева. – 2-е издание переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат, 2010 г.
Справочник по проектированию электроснабжения. / Под редакцией Ю. Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 2010 г.
Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2004 г.
Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. для студ. вузов по спец. „Электропривод и автоматизация промышленных установок” – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 2006 г.
Фёдоров А. А, Каменова В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2004 г.
Шабад М. А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат, 2005 г.
Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации. – МДС 81-35.2004. – М.: Госстрой России, 2004 г.
Гофман Г. Д. Справочник сметчика по электрическим сетям. – М.: Энергоатомиздат, 2005 г.
Абрамова Е.Я., Алешина С.К. Расчет электрических нагрузок в городских электрических сетях//Оренбург, 2002. Методические указания к курсовому проектированию – 245 с., ил.
Адамович А.Л. Инженерные сети и оборудование//Новополоцк: УО «Полоцкий государственный университет», 2008 – 48 с.
Анчарова Т.В. (ред.) Электрооборудование питающих сетей промышленного района//Учебное пособие / И.Г. Буре, С.И. Гамазин, Н.В. Рагуткина, С.А. Цырук. - М.: Издательство МЭИ, 2006. - 53 с.
Артемов А.И. Электроснабжение промышленных предприятий в примерах и задачах//под ред. Минченкова В.И. Смоленск, 2000. - 300 с.
Атанов И.В., Горшколепов В.П. Электрификация и автоматизация сельскохозяйственного производства//Методические указания. - Ставрополь: АГРУС, 2007. - 88 с.
Бацежев Ю.Г., Костюк В.С. Электропривод и электроснабжение//Учебник для ВУЗов, - М.: Недра, 1989. - 292 с.: ил.
Беляев В.В. Расчет потерь электроэнергии//Вологда, самиздат, 2012 г., - 1 стр.
Беляевский Р.В. Нормативно-правовая база энергетики//Учебное пособие для студентов специальности 140211 " Электроснабжение" очной формыобучения / Р. В. Беляевский. – Электрон. дан. – Кемерово: КузГТУ, 2011. – 168 стр.
Вагин Г.Я., Головкин Н.Н., Маслеева О.В. Пособие по дипломному проектированию//Нижний Новгород, 2004. — 137 с.
Васин В.М., Липкин Б.Ю. Дипломное проектирование для специальности электрооборудование промышленных предприятий и установок//Учебное пособие для техникумов. М.: Высш. школа, 1977. - 143 с., ил.
Гордеев В.И. Регулирование максимума нагрузки промышленных электрических сетей//М.: Энергоатомиздат, 1986. — 184 с: ил.

PAGE \* MERGEFORMAT6

Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ”