6
7
8
9
Аннотация
Дипломная работа выполнили на тему «Качество электроэнергии при
электроснабжении алюминиевого завода».
В нее входят следующие разделы: основная часть; безопасность
жизнедеятельности; экономическая часть.
В основной части были рассмотрены следующие вопросы: расчет
электрических нагрузок на напряжения 0,4/10 кВ; сравнения вариантов внешнего и
внутреннего электроснабжения; выбор оборудования и расчет токов короткого
замыкания. Приведены источники несинусоидальности напряжения, пути их
снижения и влияние на оборудование. Произведен расчет высших гармонических
составляющих.
В разделе безопасности жизнедеятельности рассматриваютсяследующие
вопросы: анализ условий труда в компрессорной; расчет защитного заземления и
зануления.
В экономической части была произведена оценка эффективности схемы
внешнего электроснабжения промышленного предприятия.
Аңдатпа
Дипломдық жұмысы «Алюмини зауытының жабдықтауында электр
энергиясының сапасы» тақырыбына жасалынды.
Оған келесі тараулар кіреді: негізгі бөлім; өміртіршілік қауіпсіздігі;
экономикалық бөлім.
Негігзі бөлімде 0,4/10 кВ электрлік жүктемелер есептелді; сыртқы электрмен
жабдықтаудың нұсқаларын салыстырылды; электр жабдықтары таңдалды және
қысқа тұйықталу тоқтары есептелді. Синусоидалы еместiк кернеу көздері,
олардың төмендетуiн жолдары және жабдыққа ықпалы келтірілген. Жоғарғы
гармониялық құрайтыны есептеуi жасалған.
Өміртіршілік қауіпсіздігі бөлімінде компрессорлық цехындағы еңбек
жағдайлары талданды; қорғаныш жерлендiру және нөлдендіру есептелді.
Экономикалық бөлімде өндірістік кәсіпорынды сыртқы электрмен
жабдықтау сұлбасының тиімділігіне баға берілген.
Аnnоtаtiоn
Thesis wоrk is dоne оn "The quаlitу оf eleсtriсitу fоr eleсtriс pоwer supplу
аluminum plаnt."
It inсludes the fоllоwing seсtiоns: the mаin pаrt; life sаfetу; eсоnоmiс pаrt.
In the mаin pаrt оf the fоllоwing issues were disсussed: the саlсulаtiоn оf
eleсtriсаl lоаds, vоltаge 0,4 / 10 kV; соmpаre оptiоns оf eхternаl pоwer supplу;
equipment seleсtiоn аnd саlсulаtiоn оf shоrt-сirсuit сurrents. Prоvides sоurсes оf nоnsinusоidаl vоltаge, wауs tо reduсe them аnd the impасt оn the equipment. The
саlсulаtiоn оf the higher hаrmоniс соmpоnents.
Life Sаfetу Seсtiоn аddresses the fоllоwing issues: аnаlуsis оf wоrking соnditiоns
in the соmpressоr; саlсulаtiоn оf prоteсtive grоunding аnd vаnishing.
In the eсоnоmiс аssessment wаs mаde оf the effiсienсу оf eхternаl pоwer supplу
сirсuit оf the industriаl enterprise.
10
Содержание
Введение
1 Исходные данные к работе
1.1 Технологический процесс
1.2 Исходные данные к расчетам
2 Расчет электрических нагрузок по алюминевому заводу
2.1 Расчет осветительной сети нагрузки
2.2 Расчет электрических нагрузок по цехам
2.3 Выбор числа трансформаторов цеховых и компенсация
реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ
2.4 Расчет электрических нагрузок на шинах 0,4 кВ
3Сравнение вариантов внешнего электроснабжения
3.1 Iвариант
3.2 IIВариант
3.3 IIIВариант
4 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ
4.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз (U =10,5 кВ) с учетом подпитки
от СД
4.2 Выбор оборудования на напряжение 10 кВ (ГПП)
5 Несинусоидальность напряжения
5.1 Качество электроэнергии, его показатели
5.2Причины несинусоидальности напряжения
5.3 Нормально допускаемые и предельно допускаемые значения
коэффициентов несинусоидальности напряжения, установленные ГОСТом
13109-97
5.4 Влияние несинусоидальности напряжения на работу потребителей
электрической энергии
5.5 Способы снижения несинусоидальности напряжения
5.6 Влияние высших гармоник и их фильтрация
5.7 Фильтры высших гармоник
5.8 Расчет несинусоидальности напряжения
6 Экономическая часть
6.1 Цели и задачи проекта
6.2 Анализ рынка сбыта
6.3 Тарифы на электроэнергию
6.4 Юридический план
6.5 Экологическая информация
6.6 Характеристика предприятия
6.7 План маркетинга
6.8 Инвестиционный план
6.9 Финансовый план
6.10 Окупаемость проекта с учетом дисконтирования
11
9
10
10
12
13
13
13
18
20
26
26
30
35
37
38
39
51
51
52
53
54
55
55
56
57
61
61
61
61
62
62
62
63
64
65
67
7 Безопасность жизнедеятельности на предприятии
7.1 Анализ условий труда в компрессорной
7.2 Разработка мер защиты низковольтного и высоковольтного
оборудования
Заключение
Список литературы
Приложение А Расчеты в программе Eхсel
12
69
69
72
80
81
82
Введение
Электричество используется практически во всех областях экономики,
особенно для электрических различных механизмов, и в последние годы, и для
различных типов электро-установок, в первую очередь для электротермических
установок и электросварки, электролиза, искры и электроакустических
обработки материалов, электро-раскраски. Электроприемников из большой
группы общих промышленного оборудования дисков, компрессоров, которые
используются во всех отраслях народного хозяйства, грузоподъемные машины,
насосы,
поток-транспортных
систем,
вентиляторов.
В настоящее время быстро развивается для производства электрической
цветной металлургии малой мощности и крупных электрических машин,
электрооборудования до 1000В и до 1000В.
Чтобы обеспечить передачу электроэнергии в нужном количестве и
качестве энергетических систем промышленных объектов, сооружений,
устройств и механизмов являются Промышленная теплоэнергетика, состоящий
из системы напряжением до 1000 В и выше и трансформатора, преобразования
и распределительных подстанций. Передачи, распределения и потребления
энергии, произведенной на промышленных предприятиях должны быть
сделаны с высокой надежностью и эффективностью. Чтобы гарантировать, что
энергетические компании создали экономичный и надежную систему
распределения электроэнергии на всех уровнях потребления напряжения как
можно ближе к потребителям высокого напряжения.
Потребители электроэнергии имеют свои специфические особенности, и
это вызвало некоторые требования питания - надежность поставок,
избыточность, качества электроэнергии и защиты отдельных элементов. При
проектировании структуры и функционирования промышленного источника
питания должна быть надлежащим образом в технико-экономическом аспекте
стресса выбора упражнений, чтобы определить, электрические нагрузки,
выбрать тип, количество и мощность подстанций, мнения своих систем защиты
для компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения методов .
В системе распределения силы гильдии в основном используется
комплектных распределительных устройств, подстанций и электростанций
проводников. Это создает надежную и гибкую систему распределения, в
результате чего экономия большего числа проводов и кабелей. Широко
используется передовые системы автоматизации, а также простой и надежный
защиту устройств фундаментальных элементов индустриальной мощи.
13
1 Исходные данные к работе
1.1 Технологический процесс
В настоящее время алюминий процесс электролиза сочетает независимый
производственный процесс от естественного оксида алюминия руды в чистом
металле.
Поскольку механические свойства сильно зависят от алюминия небольших
количеств примесей, важно, что металл является высокое качество марки стали.
Производство чистого алюминия требует высокой глинозема класса и
углеродных материалов.
Завод, касающиеся питания переменного тока непосредственно
преобразуется в постоянное напряжение высокого напряжения, подаваемого на
серии элементов, соединенных последовательно. В этом случае текущий цикл
поддерживается постоянным, а напряжение на каждой отдельной
электролитической разное. Модернизация твердые системы выпрямительные
привели к значительным изменениям в этой части производства алюминия.
Размер выпрямители не только уменьшилось, но увеличилось и эффективность
преобразования при одновременном снижении эксплуатационных расходов.
Электролизер является центром нерв, и процесс в целом. Несмотря на
различия между их электростанций, мощность одного электролизера завода
превышает 175 кА.
Первичный электрохимическая реакция происходит в электролизере при
температуре 960OS представлена уравнением:
Al2O3 (раствор) + 3C (тв) = 2AL (г) + 3CO (г) (1.1)
Алюминий осаждается на дне электролизера, но часть его растворяется в
электролите и транспортировать таким образом, что он может быть окислен на
аноде выделившегося СО2 в соответствии с реакцией:
2AL (раствор) + 3SO2 (г) = Al2O3 (ая) + 3CO (г) (1.2)
Выпуска металла является одним из обычных операций и производится
ежедневно в переполнение транспортных ковшей. Для стабильной работы
необходимо,
чтобы
количество
металла
заливают
адекватную
производительность времени клетки.
В настоящее время завод используется весы, которые оснащены
современными кранами, поскольку точность предыдущих систем измерения
зависит от качества измерений, наливая ковш или в или на клетки.
Расплавленный металл извлекается из электролизного процесса
перевозимого в другой отдел, где выступал в духовке, или непосредственно
обработаны.
При
желании
металл
можно
очистить.
14
Концентрация глинозема в электролизе алюминия должна поддерживаться в
узких пределах. Количество добавок может изменяться, а затем связана с
частотой
разрыва
коры
и
подачи
глинозема.
Когда глинозем загружается с избытком, то это приводит к образованию
осадков, и если существует дефицит глинозема электролизера, анод движется к
реакции разложения фторида, вызывая анодных эффектов, которые нарушают
нормальное технологии процесса электролиза.
Необходимые часть электролита криолита (Na3AlF6), что является
лучшим глинозема растворителя. Различные добавки криолит изменять свои
физико-химические свойства и тем самым улучшить функционирование
клетки. Наиболее важные добавки, используемые в промышленности являются
фтористый алюминий (+2,10% мас.) И фторид кальция (до 8% мас.). Оба этих
добавок уменьшить температуру плавления электролита. В любом случае,
добавка в электролит должен поддерживать его плотность ниже плотности
расплавленного алюминия, что составляет примерно 2,3 г/см3 при 1000С. При
этой температуре содержание оксида алюминия 5% по весу добавленного
фторида плотности электролита алюминия составляет около 2,05 г/см3, тем
самым демонстрируя близкое значение, и далее, влияние важности состава
электролита на его плотности.
Технология производства первичного алюминия колеблется от
первичного алюминия в специальных сплавов. Легирующей примеси сплав,
используемый в производстве алюминия для придания определенных
физических свойств. Как правило, иностранные материалы оказывают вредное
воздействие на физические свойства, и это должны быть удалены из сырья,
используемого. Присадки обычно вводят в виде высококонцентрированного
алюминиевого сплава или чистого металла, который в основном выполняется
на стадии переработки.
Полученный при электролизе металл непосредственно относительно
чистым (это, как правило, содержит более 99,8% алюминия), и мягкой. Он
может быть использован в отраслях, где механическая прочность не является
критерием первостепенное значение. Бальшой примеси переходят в сырье
алюминия (глинозем, углерод анода и добавки к электролиту), и в этом случае
применяется к требованиям сырья, таких как отсутствие в нем элементов, влияя
на дальнейшую обработку алюминия. Это особенно важно, когда свернутый в
тонкой алюминиевой фольги или проволоки, чтобы получить затяжек. В этих
случаях наличие примесей приводит к образованию включений, проколов и
локальных изменений механических свойств. Кроме производства проволоки и
фольги, прочие прямые методы обработки алюминия является listoprokat и
штамповки. Небольшой кусок металла обрабатывается в мелкий порошок для
паст, используемых в живописи, для производства взрывчатых веществ и
пиротехники....
15
1.2 Исходные данные к расчетам
Тема «Электроснабжение алюминиевогозавода»
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы
неограниченной мощности, на которой установлены два трёхобмоточных
трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/10,5кВ.
Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1250 МВА. Трансформаторы работают
раздельно. Расстояние от энергосистемы до завода5,2 км. Завод работает в 2
смены. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода приведены в
таблице 1.1. [4]
Таблица 1.1 – Электрические нагрузки по цехам
Установленная
Кол-во
мощность, кВт
№№
Наименование
ЭП,
п/п
Одного ЭП,
n
Рн
Pн
1
2
3
4
5
1
Цех подготовки сырья
55
1-140
1900
2
Склады учреждения
60
1-90
3000
3
Блок мокрого размола
а) 0,4 кВ;
80
1-110
3800
б) СД 10 кВ
4
630
2520
4
Цех цветного литья
а) 0,4 кВ
56
1-110
1300
б) ДСП 12т
4
5
Узел выщелачивания
180
1-150
14000
6
Узел выкручивания
55
1-140
4500
7
Узел сгущения
82
1-160
7000
8
Литейный цех
а) 0,4 кВ
56
1-210
4500
б) ДСП 6т
2
9
Склад соды
12
1-30
200
10 Склад глинозёма
16
1-25
210
11 Компрессорная
а) 0,4 кВ
25
1-50
350
б) СД 10 кВ
4
1500
6000
12 Заводоуправление
38
1-50
500
13 Ремонтно40
4-60
300
механический цех
Освещение цехов и территории определить по площади.
16
Ки
Соsφ
6
0,4
0,3
7
0,75
0,8
0,4
0,75
0,6
0,8
0,3
0,3
0,3
0,7
0,7
0,7
0,6
0,8
0,3
0,3
0,8
0,8
0,6
0,7
0,4
0,7
0,2
0,65
2 Расчет электрических нагрузок
2.1 Расчет осветительной нагрузки
Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия
делаем по упрощенным методом по удельной плотности осветительной
нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту
спроса.
По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной
средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и находятся по
формулам:
Рpо=КсоРуо, кВт;
(2.1)
Qpо=tgоРро, квар,
(2.2)
где Ксо –коэффициент спроса по активной мощности осветительной
нагрузки;
tgо - коэффициент реактивной мощности, определяется по соs;
Руо – установленная мощность
приемников освещения по цеху;
определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности пола
известной производственной площади:
Руо=оF, кВт.
(2.3)
где F-площадь производственного помещения, которая определяется по
генеральному плану завода, м2;
удельная расчетная мощность, кВт/м2.
Все расчетные данные заносятся в таблицу 2.1 – Расчет осветительной
нагрузки. [5]
2.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ каждого цеха
предприятия производим также методом упорядоченных диаграмм
упрощенным способом. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок
по цехам приведен в таблицу 2.2 – Расчет силовой нагрузки напряжением
0,4кВ.[5]
17
Таблица 2.1 – Расчет осветительной нагрузки
Расчетная
Установлен
Размеры
Удельная
мощность
Коэффи
№№
Площадь
ная
помещения,
осветительная циент
осветительной соs /
Наименование
по
помещения,
мощность
нагрузки
производственного помещения длина (м)
нагрузкао, спроса,
tg
плану
м2
освещения,
2
Кс
Рро,
Qро,
ширина (м)
кВт/м
Руо, кВт
кВт
квар
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1 Цех подготовки сырья
64×52
3328
0.015
0.8
49,92
39,94 19,97 0,9/0,5
2 Склады учреждения
92×68
6256
0.01
0.6
62,56
37,54
1/0
3 Блок мокрого размола
48×48
2304
0.015
0.8
34,56
27,65 13,82 0,9/0,5
4 Цех цветного литья
116×64
7424
0.015
0.8
111,36
89,09 44,54 0,9/0,5
5 Узел выщелачивания
140×92
12880
0.015
0.8
193,2
154,56 77,28 0,9/0,5
6 Узел выкручивания
92×60
5520
0.015
0.8
82,8
66,24 33,12 0,9/0,5
7 Узел сгущения
84×56
4704
0.015
0.8
70,56
56,45 28,22 0,9/0,5
8 Литейный цех
88×56
4928
0.015
0.8
73,92
59,14 29,57 0,9/0,5
9 Склад соды
68×48
3264
0.01
0.6
32,64
19,58
1/0
10 Склад глинозёма
52×40
2080
0.01
0.6
20,8
12,48
1/0
11 Компрессорная
84×28
2352
0.013
0.7
30,58
21,4
1/0
12 Заводоуправление
120×32
3840
0.02
0.9
76,8
69,12 34,56 0,9/0,5
13 Ремонтно-механический цех
40×24
960
0.015
0.8
14,4
11,52
5,76 0,9/0,5
Суммарная по помещениям
59840
Освещение территории
588×304
118912
0.002
1
237,824 237,824 118,912 0,9/0,5
Таблица 2.2 – Расчет силовых нагрузок по цехам, U = 0,4кВ
№
цехов
1
1
2
3
4
5
6
Наименование цехов
2
Цех подготовки сырья
а) силовая
б) осветительная
Итого
Склады учреждения
а) силовая
б) осветительная
Итого
Блок мокрого размола
а) силовая
б) осветительная
Итого
Цех цветного литья
а) силовая
б) осветительная
Итого
Узел выщелачивания
а) силовая
б) осветительная
Итого
Узел выкручивания
а) силовая
б) осветительная
Итого
3
Установленная
мощность, кВт
Рнmin
Pн
Рнmах
4
5
55
1-140
1900
>3 0,4 0,75/0,88
0.9/0.5
760
668,8
27 1,21
919,6
39,94
959,54
60
1-90
3000
>3 0.3
900
675
67 1,12
1008
37,54
1045,54
Кол-во
ЭП,
n
m
6
Kи
7
соs /
tg
8
0,8/0,75
1/0
Средние
нагрузки
Pсм, Qсм,
кВт
квар
9
10
11
Расчетные нагрузки
nэ
Kм
Pp, кВт
12
13
Qp,
квар
14
Iр,
А
Sp, кВА
15
16
668,8
19,97
688,77 1181,15 1794,58
675
675
1244,5
1890,82
80
1-110
3800
>3 0,4 0,75/0,88 1520 1337,6 69 1,1
0.9/0.5
1672
1337,6
27,65
13,82
1699,65 1351,42 2171,44 3299,16
56
1-110
1300
>3 0,6
0.8/0.75
0.9/0.5
780
585
24 1,14
889,2
89,09
978,29
180
1-150
14000
>3 0.3
0,7/1,02
0.9/0.5
4200
4284
187 1,08
4536
4284
154,56
77,28
4690,56 4361,28 6404,85 9731,16
55
1-140
4500
>3 0,3
0,7/1,02
0.9/0.5
1350
1377
64 1,14
1539
1377
66,24
33,12
1605,24 1410,12 2136,64 3246,29
585
44,54
629,54 1163,35 1767,52
Продолжение таблицы 2.2
1
7
8
9
10
11
12
13
2
Узел сгущения
а) силовая
б) осветительная
Итого
Литейный цех
а) силовая
б) осветительная
итого
Склад соды
а) силовая
б) осветительная
Итого
Склад глинозёма
а) силовая
б) осветительная
Итого
Компрессорная
а) силовая
б) осветительная
Итого
Заводоуправление
а) силовая
б) осветительная
Итого
Ремонтно-механический
цех
а) силовая
б) осветительная
итого
3
4
5
82
1-160
7000
56
1-210
4500
12
16
25
38
40
1-30
1-25
1-50
1-50
4-60
200
210
350
500
300
6
7
8
9
10
11
12
>3 0,3
0,7/1,02
0.9/0.5
2100
2142
88
1,1
>3 0,6
0.8/0.75
0.9/0.5
2700
2025
43 1,12
>3 0,3
>3 0,3
>3 0,6
>3 0,4
>3 0,2
0,8/0,75
1/0
0,8/0,75
1/0
0,7/1,02
1/0
0,7/1,02
0.9/0.5
0.65/1.17
0.9/0.5
60
63
210
200
60
45
47,25
214,2
204
70,2
13 1,52
17 1,41
14 1,20
20 1,24
10 1,84
13
14
15
16
2310
2142
56,45
28,22
2366,45 2170,22 3210,91 4878,47
3024
2025
59,14
29,57
3083,14 2054,57
3705
5629,16
119,57
181,67
91,2
19,58
110,78
45
45
88,83
12,48
101,31
47,25
47,25
111,79
169,84
252
21,4
273,4
214,2
214,2
347,32
527,69
248
69,12
317,12
204
34,56
238,56
396,83
602,92
110,4
11,52
121,92
77,22
5,76
82,98
147,48
224,07
-
Окончание таблицы 2.2
1
2
Итого по цехам
Освещение территории
Итого на шинах 0,4 кВ
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17352,94 13968,9 22276,77 33846,06
237,824 118,912 265,9
403,99
17590,76 14087,8 22542,67 34250,05
2.3 Выбор количество цеховых трансформаторов и компенсация
реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ
Правильный рассчет числа и мощности цеховых трансформаторов
возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих
факторов:
категории
надежности
электроснабжения
потребителей;
компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной
способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага
стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в
зависимости от графика нагрузки.
Данные для расчета:
Рp0,4= 17590,76 кВт;
Qp0,4= 14087,8квар;
Sp0,4= 22542,67кВА.
Обьект относится ко II категории потребителей, предприятие работает в 2
смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов Кзтр= 0.8
Принимаем трансформатор мощностью Sнт = 2500кВА. [5]
Для каждой технологически концентрированной группы цеховых
трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое
для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, вычисляется по
формуле
Р
17590,76
р 0,4
N т min 
 N 
 N  8,8  0,2 =9,
Кз  Sнт
0,8 2500
где Рр 0,4 – суммарная расчетная активная нагрузка;
кз – коэффициент загрузки трансформатора;
Sнт – принятая номинальная мощность трансформатора;
N – добавка до ближайшего целого числа.[5]
Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по
формуле:
Nт.э = Nmin + m
(2.4)
гдеm – дополнительное число трансформаторов.
Nт.э - определяется удельными затратами на передачу реактивной
мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*п/ст.
З*п/ст= 0,5; кз = 0,8; Nmin = 8,8; N = 0,2.
Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1,
значит Nт.э = 10 трансформаторов.
18
По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую
реактивную мощность Q1, которую целесообразно передать через
трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:
Q 1 (N  Sнт  К ) 2 - Р 2
тэ
з
р 0,4
 (10  2500  0,8) 2 -17590,76 2  9516,57 квар.
Qэ
Q1
10,5кВ
N=10
0,4кВ
Рp0,4;Qp0,
Qнбк
4
Рисунок 2.1 - Схема замещения
Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим
величину Qнбк1:
Qнбк 1+Q1=Qр 0,4,
(2.5)
Qнбк 1= Qр 0,4 - Q1 = 14087,8– 9516,57 = 4571,23квар.
Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на
каждый трансформатор:
Q
4571,23
Q нбк тп  нбк 
 457,123 квар.
Nт з
10
НБК: УКЛН-0,38-450-150 У3.[3]
На основании расчетов, полученных в данном пункте составляется
таблица 2.3 – Распределение нагрузок цехов по ТП, в которой показано
распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП. [5]
19
Таблица 2.3 – Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП
№ТП, Sн.тр, QНБК
1
ТП1 (2х2500 кВА)
ТП2 (2х2500 кВА)
Sн = 10000 кВА
№ цехов
2
1
2
5
9
РР0,4, кВт
3
959,54
1045,54
4690,56
110,78
QР0,4, квар
4
688,77
675
4361,28
45
-1800
SР0,4, кВА
5
Кз
6
6806,42
1699,65
978,29
273,4
317,12
121,92
237,824
3970,05
1351,42
629,54
214,2
238,56
82,98
118,912
-900
7879,635
0,79
3
4
11
12
13
Освещение
3628,204
1605,24
2366,45
3083,14
101,31
1735,612
1410,12
2170,22
2054,57
47,25
-1800
4021,966
0,8
6
7
8
10
7156,14
3882,16
8141,345
0,81
QНБК = 4×450 =
= 1800 квар
Итого
ТП3 (2х2500 кВА)
Sн=5000 кВА

QНБК =2×450=
=900 квар
Итого
ТП4 (2х2500 кВА)
ТП5 (2х2500 кВА)
Sн = 10000 кВА
QНБК = 4×450 =
= 1800 квар
Итого
2.4 Расчет электрических нагрузок на шинах 0,4 кВ
2.4.1 Определение потерь мощности в ЦТП
Выбираем трансформаторы ТСЗЛ-2500/10.
Паспортные данные: Sн= 2500кВА; Iхх0,65 Uк 6 Рхх= 4,6 кВт; Ркз=
20,5 кВт.
ТП1, ТП2: Кз = 0,79; N = 4.
Рт= Рх + Ркз·Кз2, кВт;
(2.6)
Рт = 4,6 + 20,5·0.792 = 17,39 кВт;
Рт = 69,56 кВт;
Q т 
I S
хх
100
н

U S К2
кз
н
100
20
з
, квар ;
(2.7)
Q т 
2
0,65  2500 6  2500  0,79

 109,87 квар.
100
100
Qт = 439,48квар.
ТП3: Кз = 0.8; N = 2.
Рт= Рх + Ркз·Кз2, кВт;
(2.8)
Рт = 4,6 + 20,5·0.82 = 17,72 кВт;
Рт = 35,44 кВт;
Q т 
I S
хх
100
н

U S К2
кз
н
з
100
, квар ;
(2.9)
2
0,65  2500 6  2500  0,8
Q т 

 112,25 квар;
100
100
Qт = 224,5квар.
ТП4, ТП5: Кз = 0,81; N = 4.
Рт= Рх + РкзКз2, кВт;
Рт = 4,6 + 20,50.812 = 18,05 кВт;
Рт = 72,2 кВт;
2
0,65  2500 6  2500  0,81
Q т 

 114,67 квар;
100
100
Qт = 458,68квар.
Суммарные потери
Qт=1122,67квар.
во
всех
трансформаторах:Рт=177,2
2.4.2 Определение расчетной мощности ДСП.
ДСП-12т: трансформатор ЭТЦДК-5000/10-74У3, Sн=5000 кВА, соsφ=0,82 ,
Кз=0,7 , U1=10 кВ, N=4.[3]
РрДСП=Sн∙соsφ∙N∙Кз=5000∙0,82∙4∙0,7=11480 кВт;
QрДСП= РрДСП∙tgφ=11480∙0,698=8013,09 квар.
21
кВт,
Определим потери в печных трансформаторах:∆Ртр=2% от Sн ; ∆Qтр=10% от Sн.
∆РтрДСП=0,02∙5000=100 кВт; ∆QтрДСП=0,1∙5000=500 квар;
∑∆РтрДСП=4∙100=400 кВт; ∑∆QтрДСП=4∙500=2000 квар.
ДСП-6т: тр-р ЭТЦПК-2800/10-74У3, Sн=2800 кВА, соsφ=0,85 , Кз=0,75 , U1=10
кВ, N=2.
РрДСП=Sн∙соsφ∙N∙Кз=2800∙0,85∙2∙0,75=3570 кВт;
QрДСП= РрДСП∙tgφ=3570∙0,62=2212,49квар.
Определим потери в печных трансформаторах:∆Ртр=2% от Sн ; ∆Qтр=10% от Sн.
∆РтрДСП=0,02∙2800=56 кВт; ∆QтрДСП=0,1∙2800=280 квар;
∑∆РтрДСП=2∙56=112 кВт; ∑∆QтрДСП=2∙280=560 квар.
2.4.3 Определение расчетной мощности синхронных двигателей:
РрСД = РнСД·NСД·кз, кВт;
QрСД = РнСД·tg·NСД ·кз, квар.
Таблица 2.4 -Блок мокрого размола[3]
РнСД, кВт n Кз соs РрСД, кВт РрСД, кВт
630
4 0,8 0.9
504
2016
QрСД, квар
195,28
QрСД, квар
781
Таблица 2.5 –Компрессорная[3]
РнСД, кВт n Кз соs РрСД, кВт РрСД, кВт
1500
4 0,8 0.9
1200
4800
QрСД, квар
464,95
QрСД, квар
1859,8
2.4.4 Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 10,5кВ ГПП
Составим схему замещения, показанную на рисунке 2.2.
22
Рисунок 2.2 – Схема замещения
Расчет компенсации на шинах ГПП.
Составляется уравнение баланса реактивной мощности на шинах 10 кВ
относительно QВБК:
QВБК = Qр 0,4+ Qтр+ Qрез– Qэ– QНБК - Qсд;
(2.10)
Qэ=0,23Рр=0,23(Рр0,4+Рт+РрСД1+РрСД2+РрДСП6+∆РтрДСП6+РрДСП12+∆РтрДСП12) =
0,23×(17590,76+177,2+2016+4800+3570+112+11480+400) = 9233,57 квар;
Qрез=0,1Qр=0,1(Qр0,4+Qт+QрДСП6+∆QтрДСП6+QрДСП12+∆QтрДСП12)=
=0,1×(14087,8+1122,67+2212,49+560+8013,09+2000) = 2799,61квар;
QВБК = Qр 0,4+ Qтр+QрДСП6+∆QтрДСП6+QрДСП12+∆QтрДСП12+ Qрез– Qэ– QНБК - Qсд1 –
Qсд2= 14087,8+1122,67+2212,49+560+8013,09+2000+2799,61-9233,57-4571,23781-1859,8 =14350,06 квар.
Полученную реактивную мощность используем для компенсации на
шинах ГПП.
Для индивидуальной компенсации печей ДСП-6т выбираем
конденсаторные батареи типа УКП-10,5-900 У3,где Qн=900, n = 2, Qн =
1800квар.
Для индивидуальной компенсации печей ДСП-12т выбираем
конденсаторные батареи типа УКП-10,5-1800 У3,где Qн=1800, n = 4, Qн =
7200квар.
Для компенсации на шинах ГПП выбираем конденсаторные батареи типа
УКЛ-10,5-2700 У3, где Qн = 2700квар, n = 2, Qн = 5400квар.[3]
Суммарная реактивная мощность ВБК:
Qн = 7200+1800+5400=14400квар.
Расчет силовой нагрузки по заводу, включая низковольтную и
высоковольтную нагрузки, потери в трансформаторах ЦТП, расчетные
мощности СД, приведены в таблице 2.5 – Расчет уточненной мощности по
промышленному предприятию.[5]
23
Таблица 2.5 – Расчет уточненной мощности по промышленному предприятию
№№ТП,
Sнт, QБК ТП
1
ТП1 (2х2500 кВА)
ТП2 (2х2500 кВА)
№№ цеха
n
Pnmin –
Pnmах
Pн
Ки
2
1
2
5
9
3
55
60
180
12
4
1-140
1-90
1-150
1 - 30
5
1900
3000
14000
200
307
1-150
19100
Силовая:
Освещение:
QНБК
Итого
ТП3
(22500 кВА)
Силовая:
Освещение:
Освещение территории
QНБК
Итого
3
4
11
12
13
80
56
25
38
40
239
1-110
1-110
1-50
1-50
4-60
4-110
3800
1300
350
500
300
6250
Средняя мощность
Kм
Расчетные мощности
Рсм, кВт
Qсм, квар
nэ
6
7
760
900
4200
60
8
668,8
675
4284
45
9
10
11
12
0,3
5920
5672,8
255
1,0
5920
251,62
5672,8
97,25
6171,62
0,4
1520
780
210
200
60
2770
1337,6
585
214,2
204
70,2
2411
125
1,07
Рр, кВт
2963,9
218,78
237,82
3420,5
24
Qр, квар Sp, кВА
Kз
13
14
-1800
3970,05
7338,27
0,73
2411
98,68
118,912
-900
1728,59
3832,5
0,77
Продолжение таблицы 2.5
1
ТП4 (2х2500 кВА)
ТП5 (2х2500 кВА)
Силовая:
Освещение:
QНБК
Итого
Итого на шинах 0,4 кВ
Рт , Qт
Нагрузка 0,4 кВ, приведенная к шинам 10кВ.
Блок мокрого размола
Цех цветного литья
∑∆РтрДСП,∑∆QтрДСП
Литейный цех
∑∆РтрДСП,∑∆QтрДСП
Компрессорная
ВБК
Всего по предприятию
2
6
7
8
10
3
55
82
56
16
209
4
1-140
1 - 160
1 - 210
1 – 25
1-210
5
4500
7000
4500
210
16210
6
0,4
7
1350
2100
2700
63
6213
8
1377
2142
2025
47,25
5591,25
9
10
11
154
1,05
6523,65
194,31
12
5591,25
90,91
-1800
6717,96 3882,16
16310,08 9580,8
177,2
1122,67
13
14
7759
0,78
16487,3 10703,47
2016
11480
400
3570
112
4800
38865,3
25
-781
8013,09
2000
2212,49
560
-1859,8
-14400
6448,25 39396,59
3 Сравнение вариантов внешнего электроснабжения
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы
неограниченной мощности, на которой установлены два трехобмоточных
трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ.
Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1250 МВА. Трансформаторы работают
раздельно. Расстояние от энергосистемы до завода 5,2 км. Предприятие
работает в 2 смены.[4]
Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения
завода рассмотрим три варианта:
1 I вариант – ЛЭП 115 кВ;
2 II вариант – ЛЭП 37 кВ;
3 III вариант – ЛЭП 10,5 кВ.
3.1 Вариант 1
Рисунок 3.1 – Первый вариант схемы электроснабжения
Выбираем электрооборудование по I варианту.
Выбираем трансформаторы ГПП.
Рассмотрим 2 трансформатора мощностью 25000:
26
Sр гпп  Р 2  Q 2  38865,32  9233,57 2  39947,09 кВА;
э
р
Кз 
S
рГПП
.
2 S
ном.тр.
Принимаем 2 трансформатора 225000 кВА, Кз=0,8, типа ТРДН25000/110
Паспортные данные: Sн = 25 МВА; UВН = 115 кВ; UНН=10,5 кВ; Pхх =25
кВт; Pкз =120 кВт; Uкз = 10,5%; Iхх = 0,65%.
Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:
Ртргпп= 2(Рхх +РкзКз2) = 2(25+1200,82) = 203,6 кВт;
 I S
U S  К2
 х
з
н
Q т гпп  2  
 к н
100
 100


2


 0,65  25000 10,5  25000  0,8 

2




  3685, квар .
100
100




Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:
Wт гпп=2 (РххТвкл+ РкзК 2з );
Wт гпп =2  (254000 + 1574,841200,82) = 441895,4 кВт·ч.
где Твкл – число часов включения, для двухсменной работы Твкл= 4000 ч
число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов
использования максимума нагрузки.

Т
2

   0,124  м   8760   0,124  3000   8760  1574,84, ч.
10000
10000 



где ТМ = 3000 ч – число часов использования максимума.[7]
Выбираем сечение проводов ЛЭП 110 кВ:
Определим мощность, проходящую по ЛЭП:
Sлэп  (Р  Рт гпп) 2  Q 2  (38865,3  203,6) 2  9233,57 2  40145,2 кВА ;
р
э
I ав 
S
лэп
3U

40145,2
 201,55А;
3 115
27
I
Iр 
ав
2

201,55
 100,78, А.
2
а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ):
Fэ 
I
j
р

эк
100,78
 91,62 мм 2 .
1,1
где jэк=1,1 А/мм2- плотность тока для воздушных линий;
принимаем стандартное ближайшее сечение Fэ=95 мм2, Iдоп= 330 А.
б) по условию потерь на «корону» минимальное сечение для ВЛ 110 кВ
70 мм ;
в) на нагрев рабочим током: Iдоп .пров.>Iр, (330 А > 100,78 А);
г) по аварийному режиму: 1,3 Iдоп .пров.>Iав., (1,3  330 > 201,55 А);
Окончательно принимаем провод марки АС-95/16, Iдоп=330А,
Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:
2
Wлэп 110=N3I 2р R10-3 ;
Wлэп 110=23100,7821,59110-3157484 = 52688,6 кВт ч,
где R=r0L = 0,3065,2 = 1,591Ом;
r0=0,306 Ом/км - удельное активное сопротивление АС-95/16
Выбор оборудования на U=115 кВ
Перед выбором аппаратов защиты составим схему замещения (рисунок
3.2) и рассчитаем ток короткого замыкания.
Xc
К-1
XЛЭП
К-2
Риcунoк 3.2 - Cxемa зaмещения
400м
3
28
Sб= 1000 МВА; Uб=115 кВ.
хс= Sб/Sкз = 1000/1250 = 0,8;
S
Iб 
I
х лэп 
3  Uн
к -1
I

х  LS
0
б
х
б
U2

с

ср
I
к-2

I
х
с
5,02
 6,275 кА ;
0,8
0,34  5,2 1000
 0,134, о.е.;
2
115

б
X
1000
 5,02 кА;
3 115

б
лэп
5,02
 5,37 кА ;
0,8  0,134
iуд1=Куд  2   к-1 = 1,8×1,41×6,275 = 15,97 кА;
iуд2=Куд  2   к-2 = 1,8×1,41×5,37 = 13,63 кА;
После расчета токов КЗ произведем выбор:
- выключатели В1, В2: ВЭКТ-110-40/2000
Iн=2000 А Iав=201,55 А ; Iотк=40 кА Iкз=6,275кА; Iпред.ком.=100 кА>iуд=15,97
кА.
- разъединители: РНД(З)-110/630 Т1
Iн=630 А Iав=201,55 А; Iсквампл=80кА 13,63кА; Iпред терм стойк=31,5кА 5,37кА.
- выключатели В3, В4: ВЭКТ-110-40/2000
Iн=2000 А Iав=201,55 А ; Iотк=40 кА Iкз=5,37 кА; Iпред.ком.=100 кА>iуд=13,63
кА.
- ограничители перенапряжения: ОПНп-110/420/56-10 УХЛ1, Uн=110 кВ.[3]
Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:
1) Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2×17 500 000 = 35 000 тыс. тенге
2) Затраты на ЛЭП-110 кВ:
КЛЭП-110=l×Клэп=5,2×2 200 000= 11 440 тыс. тенге
3) Затраты на выключатели В1-В4:
29
КВ1-В4=4×5 950 000 = 23 800 тыс. тенге
4) Затраты на разъеденитель:
Кразъед.=4× 1 294 700 = 5 178,8 тыс. тенге
5) Затраты на ОПН:
КОПН=4× 134 000 = 536 тыс. тенге
Суммарные затраты:
КI= КВ1-В4+ КЛЭП-110+ Кразъед. + КОПН+Ктр.гпп = 23 800+
11 440+5 178,8+536+35 000 = 75 955 тыс. тенге
Суммарные издержки рассчитываются по формуле: ИI=Иа+Ипот+Иэ, у.е.
Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К
Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028
Для распредустройств и подстанций Еа=0,063
Амортизационные отчисления на оборудование:
Иа.обор.=Еа.обор×Кобор.=Еа.обор×(Ктр+ Кразъед.+ КОПН) =
0,063×(35 000+5 178,8+536) = 2 565 тыс. тенге
Амортизационные отчисления на ЛЭП:
Иа.лэп=Еа.лэп×Клэп = 0,028×11 440 = 320,32 тыс. тенге
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор. ×Кобор. = 0,03×(35 000+5 178,8+536) = 1 221,4 тыс. тенге
Издержки на эксплуатацию ЛЭП:
Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп.Клэп = 0,028×11 440 = 320,32 тыс. тенге
Стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт. ч
Определим издержки на потери электроэнергии:
Ипот=Со(Wтр. гпп+WЛЭП-110) = 0,08×(395935,29 +124847,72) = 41,66 тыс. тенге
Определим суммарные издержки:
30
ИI = 2 565+320,32+1 221,4+320,32+41,66 = 4 468,7 тыс. тенге
Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по
выражению:
ЗI=Е. КI+ИI = 0,12×75 955 +4 468,7 = 13 583,3 тыс. тенге
где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений
3.2 Вариант 2
Рисунок 3.3 – Второй вариант схемы электроснабжения
Выбираем электрооборудование по II варианту.
Выбираем трансформаторы ГПП:
Принимаем 2 трансформатора 225000 кВА, Кз=0,8, типа ТДНС-25000/35
31
Паспортные данные: Sн=25 МВА; UВН=35,75 кВ; UНН=10,5кВ; Pхх=25 кВт;
Pкз=115 кВт; Uкз=10,5 %; Iхх=0,65 %.
Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:
Ртргпп=2·(Рхх·Ркз·Кз2) = 2·(25 + 115·0,82) = 197,2 кВт;
 I S
U S  К 2
 х
з
н
Q т гпп  2  
 к н
100
 100


 0,65 25000 10,5 25000  0,82 




  2 
  3685 квар .

100
100




Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:
Wт гпп=2·(Рхх·Твкл+ ·Ркз·К 2з ) = 2· (25·4000 + 574,84·115·0,82) =
431816,4 кВт·ч
Выбираем сечение проводов ЛЭП 35 кВ:
Определим мощность, проходящую по ЛЭП:
Sлэп  (Р  Рт гпп) 2  Q 2  (38865,3  197,2) 2  9233,57 2  40139 кВА ;
р
э
I ав 
S
лэп
3U
Iр 
I
ав

2

40139
 626,33 А;
3  37
626,33
 313,17 А.
2
а) определим сечение по экономической плотности тока (jэ):
jэк=1,1 А/мм2- плотность тока для воздушных линий;
Fэ 
I
j
р
эк

313,17
 284,7 мм 2 .
1,1
Так как для ЛЭП 35 кВ максимальное сечение 240 мм2, то принимаем
F=2·150= 300 мм2> 284,7 мм2
б) на нагрев рабочим током: Iдоп .пров.>Iр, (450 А > 313,17 А)
в) по аварийному режиму: 1,3 Iдоп .пров.>Iав., (1,3  450 > 626,33 А)
Окончательно принимаем провод марки АС-150/24 Iдоп= 450 А
Определим потери электрической энергии в ЛЭП 35 кВ:
Wлэп35=N·3·I 2р ·R·10-3·=2·3·313,172·0,52·10-3·1574,84=481893,8 кВт·ч,
32
где R=r0·L = 0,198·5,2/2 = 0,52, Ом;
r0= 0,198 Ом/км - удельное активное сопротивление АС-150/24.
Выберем трансформаторы энергосистемы:
Выбираем два трансформатора типа ТДТН-63000/110/35/10,5
Паспортные данные трансформаторов:
Sн= 63000 кВА; Uвн=115 кВ; Uсн=38,5 кВ; Uнн=6,6кВ; Рхх=53кВт;
Ркз=290кВт; UкВ-Н=18%; UкС-Н=7%; UкВ-С=10,5%; Iхх=0,55%.
Найдем 1-коэффициент долевого участия проектируемого завода в
мощности трансформаторов энергосистемы: 1=
Sлэп 35
40139

 0,32
2  Sномтр 2  63000
Найдем потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:
Wт-р энергосист.=2·(Рхх·Твкл+ ·Ркз·К 2з ) = 2·(53·4000 + 1574,84·290·0,322)
=517532,9 кВт ·ч
Долевым участием в потерях Р и Q в трансформаторах энергосистемы
пренебрегаем
Выбор оборудования на U=35 кВ.
Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.4) и
рассчитаем ток короткого замыкания.
Xc
Xтр.cиcт.
юcиcт
К1
Xл
К2
Рисунок 3.4 – Схема замещения
Sб= 1000 МВА; Uб= 37кВ;
хс=1000/1250 = 0,8;
Iб 
х тр 
S
б
3  Uн

1000
 15,604 кА;
3  37
S
вс б  10,51000  1,67 о.е.;
100  S
100  63
U
н.тр
33
х лэп 
х  LS
0
б
U2

ср
I
I
к-2
к -1


I
х х
с
тр
I
х
с
б
X
б
тр
X
0,32  5,2 1000
 1,22 о.е.;
37 2

15,604
 6,32 кА ;
0,8  1,67

15,604
 4,23 кА ;
0,8  1,67  1,22
лэп
iуд1=Куд  2   к-1  1,8  1,41 6,32  16,09кА ;
iуд2=Куд  2   к-2  1,8  1,41 4,23  10,77 кА .
Мощность короткого замыкания:
Sк-1= 3 UнIк-1 = 1,73376,32 = 405,02 МВА;
Sк-2= 3 UнIк-2 = 1,73374,23 = 271,08 МВА.
После расчета токов КЗ произведем выбор:
Выключатели В1, В2 выбираем по аварийному току трансформаторов
системы. Принимаем, что мощность по двум вторичным обмоткам
трансформатора распределена поровну – по 50%, т.е 2  31,5=63 МВА.
Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2:[5]
IавВ1,В2=
Sавтр
3 * Uн

63
3 * 37
 983 А.
Выбираем выключатели В1,В2 типа ВГБ-35-12,5-1000[3]
Таблица 3.1 – Выбор выключателя
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 35 кВ
Uр=35 кВ
Iн= 1000 А
Iавтрсист= 983 А
Iоткл= 12,5 кА
Iк1= 6,32 кА
Iдин= 35 кА
iуд1= 16,09 кА
Условия выбора
UнUр
IнIртрсист
IотклIк1
Iдинiуд1
Найдем ток, проходящий через выключатель В3: IВ3=
Выбираем выключатель В3 типа ВГБ-35-12,5-1000
34
Iав 983

 491,5 А.
2
2
Таблица 3.2 – Выбор выключателя
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 35 кВ
Uр= 35 кВ
Iн= 1000 А
Iавтрсист= 491,5 А
Iоткл= 12,5 кА
Iк1= 6,32 кА
Iдин= 35 кА
iуд1= 16,09 кА
2В1,В2=
Iавзав
566,42

 0,566 ;
Iномвыкл 1000
3В3=
Условия выбора
UнUр
IнIртрсист
IотклIк1
Iдинiуд1
Iрзав
283,21

 0,283
Iномв3 1000
Выключатели В4, В5 выбираем по аварийному току завода: Iав.зав= 566,42 А
Выбираем выключатели В4, В5 типа ВГБ-35-12,5-1000
Таблица 3.3 – Выбор выключателя
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 35 кВ
Uр= 35 кВ
Iн= 1000 А
Iав. зав= 566,42 А
Iоткл= 12,5 кА
Iк1= 8,29 кА
Iдин= 35 кА
iуд1= 21,04 кА
Условия выбора
UнUр
IнIртрсист
IотклIк1
Iдинiуд1
Выключатели В6, В7 выбираем по аварийному току завода: Iав.зав= 566,42 А
Выбираем выключатели В6, В7 типа ВГБ-35-12,5-1000
Таблица 3.4 – Выбор выключателя
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 35 кВ
Uр= 35 кВ
Iн= 1000 А
Iав. зав= 566,42 А
Iоткл= 12,5 кА
Iк2= 4,23 кА
Iдин= 35 кА
iуд2= 10,77 кА
Условия выбора
UнUр
IнIртрсист
IотклIк2
Iдинiуд2
Выбираем разъединители типа РНД-35/1000У1
Таблица 3.5 – Выбор разъединителя
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 35 кВ
Uр= 35 кВ
Iн= 1000 А
Iав= 566,42 А
Iскв.ампл.= 63 кА
iуд2= 10,77 кА
Iпред.терм. ст.= 25 кА
Iк2= 4,23 кА
Условия выбора
UнUр
IнIав
Iскв.ампл.iуд2
Iпред.терм. стIк2
- ограничители перенапряжения: ОПНп-35/400/40,5-10 УХЛ1, Uн=35 кВ.
Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:
1) Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2·14300000 = 28600 тыс. тенге
35
2) Затраты на ЛЭП-35 кВ:
КЛЭП-35=N·l·Клэп= 2·5,2·785420 =8178,8 тыс. тенге
3) Затраты на выключатели В4-В7:
КВ4-В7=4·325= 1300 тыс. тенге
4) Затраты на разъединитель:
Кразъед.=4·110 =440 тыс. тенге
6) Затраты на ОПН:
КОПН=4 · 61 = 244 тыс. тенге
7) Затраты на трансформаторы системы:
Ктр.сист=1·2·Ктр= 0,32 ·2 ·46500000 = 29760 тыс. тенге
8) Затраты на выключатели В1,В2:
КВ1,В2=2·2·КВ1,В2= 0,566 ·2 · 325 = 367,9 тыс.тенге
9) Затраты на выключатель В3:
КВ3=3·КВ3= 0,283 ×325 = 91,98 тыс. тенге
Суммарные затраты:
КII= КВ4-В7+ КЛЭП-35+Кразъед.+ КОПН+ Ктр.гпп+Ктр.сист.+ КВ1-В2 + КВ3 =
1 300+8 178,8+440+244+28 600+29 760+367,9+91,98 = 68 982,7 тыс. тенге
Суммарные издержки рассчитываются по формуле: ИI=Иа+Ипот+Иэ, у.е.
Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К.
Для ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028.
Для распредустройств и подстанций Еа=0,063.
Амортизационные отчисления на оборудование:
Иа.обор.=Еа.обор·Кобор.=Еа.обор·(Ктр+Ктр.сист+Кразъед+КОПН) =
0,063·(28600+29760+440+244) = 3 719,8 тыс. тенге.
Амортизационные отчисления на ЛЭП:
Иа.лэп=Еа.лэп·Клэп = 0,028·8178,8 = 229 тыс. тенге
36
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор.·Кобор.=0,03·(28600+29760+440+244)=1771,3 тыс. тенге
Издержки на эксплуатацию ЛЭП:
Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп·Клэп = 0,028·8178,8 = 229 тыс. тенге
Стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт.ч.
Определим издержки на потери электроэнергии:
Ипот=Со·(Wтр. гпп+WЛЭП-35 +Wтр. энергосист) = 0,08·(431816,4+481893,8
+517532,9)/1000 = 114,5 тыс. тенге
Определим суммарные издержки:
ИI = 3719,8+229+1771,3+229+114,5 = 6063,6 тыс.тенге
Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по
выражению:
ЗI=Е. КII+ИI = 0,12×68982,7+6063,6 = 14 341,5 тыс. тенге
где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности
капиталовложений.
3.3 Вариант3
115кВ
ТДТН-63000/110/35/10
В1
В4
В3
ЛЭП 10,5
В2
В5
Р
В6
Р
37 кВ
10,5кВ
Р
В7
Р
10,5кВ
Рисунок 3.5 – Третий вариант схемы электроснабжения
37
Выбираем электрооборудование по III варианту.
1) Выберем сечение ЛЭП-10 кВ:
Определим мощность, проходящую по ЛЭП:
Sлэп= Р 2  Q 2  38865,32  9233,57 2  39947,09 кВА
р
э
Iр=
Sлэп
2 3Uн

39947,09
2 3  10,5
 1098,3
А;
Iав=2·Iр = 2·1098,3 = 2196,6А
Выбираем сечение проводов ЛЭП 10 кВ:
а) Определим сечение по экономической плотности тока:
Fэ=Iр/jэ = 1098,3/1,1 = 998,5 мм2,
где jэ=1,1 А/мм2.
Так как для ЛЭП 10,5 кВ максимальное сечение 120 мм2, то принимаем
F=9×120= 1080 мм2> 998,5 мм2
Принимаем провод типа АС-120/27.
б) Проверим провод по пропускной способности:
IдоппровIр, (9·375А>1098,3А)
в) Проверим провод по аварийному режиму: IдопавIав, где
Iдопав=1,3·Iдоп=1,3·9·375=4387,5А >2196,6 А.
Определим потери электроэнергии в ЛЭП-10 кВ:
Wлэп=2·3·Iр2·R·10-3·=2·3·1098,32·0,14·10-3·1574,84=1595723,7кВт. ч
R=r0·l/N = 0,249·5,2/9 = 0,14Ом,
Так как потери электроэнергии в проводе очень большие, то дальнейший
расчет не целесообразен.
Варианты
I
II
Uн, кВ
115
37
К, тыс.тенге И, тыс.тенге З, тыс. тенге
75 955
4 468,7
13 583,3
68 982,7
6 063,6
14 341,5
Вывод: проходит I вариант по минимальным годовым потерям в
трансформаторе и ЛЭП.
38
4 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ
4.1 Расчет токов короткого замыкания Iкз (U=10,5 кВ) с учетом
подпитки от СД
Рисунок 4.1 – Схема замещения электроснабжения ГПП
S
1000
 54,99кА;
3  Uн
3 10,5
Токи КЗ в точке К-1, К-2 рассчитаны выше, то остается рассчитать токи в
точках К-3.
Sб= 1000 МВА; хс= 0,8; Uб= 10,5 I 
б
х лэп 
х  LS
0
U2
ср
х тр. ГПП 
б

б

0,34  5,2 1000
 0,134 о.е.;
2
115
U кз  Sб 10,5 1000

 4,2о.е.;
100  Sнт
100  25
39
I / к -3 
Iб

х с  х ЛЭП  х тр.ГПП
54,99
10,71кА.
0,8  0,134  4,2
Рассчитаем ток подпитки от СД
Исходные данные:
В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа СДН-16-5112У3 со следующими характеристиками:Рн=1500 кВт, Uн= 10 кВ, n= 500
об/мин, х”d= 0.2 %, η= 96,1 %.
Sн сд 
Р
н сд

cos
I сд 
1500
 1666,7 кВА;
0.9
1666,7  0,8
 73,32, А;
3 10,5
Выбираем кабель к СД:
а) по экономической плотности тока: Fэ 
I
j
р
эк

73,32
 52,4 мм 2 .
1,4
б) по минимальному сечению: Fmin=Iкз t привед =1210,71 0,5 =90,88 мм2.
Принимаем кабель маркой ААШв-10-(3×95), Iдоп= 205 >73,32 А.
Данные кабеля: r0 = 0,326 Ом/км; х0= 0,083 Ом/км.
х каб.кСД 
х  LS
0
б
2 U2

0,083 0,42 1000
 0,16 о.е.
2
2 10,5

0,2 1000
 60 о.е.
3333,4
ср
х сд 
х"  S
d
S
б
н сд
ЕСД  Е  
UH
10
 1,1
 1,048
UБ
10,5
Тогда ток от двигателей будет равен:
I кзСД 
Е СД  I б
х экв.

1,048  54,99
 0,96 кА.
0,16  60
В блоке мокрого размола установлено 4 синхронных двигателя типа
СДН-14-59-8У3 со следующими характеристиками:Рн=630 кВт, Uн= 10 кВ, n=
750 об/мин, , х”d= 0.2 %, η= 94 %. [5]
40
Sн сд 
Р
н сд
cos

630
 700 кВА;
0,9
700  0,8
 30,8А.
3 10,5
I сд 
Выбираем кабель к СД:
а) по экономической плотности тока: Fэ 
I
j
р
эк

30,8
 22 мм 2 .
1,4
б) по минимальному сечению: Fmin=Iкз t привед =1210,71 0,5 =90,88
2
мм .
Принимаем кабель маркой ААШв-10-(3×95), Iдоп= 205 >73,32 А.
Данные кабеля: r0 = 0,326 Ом/км; х0= 0,083 Ом/км.
х каб.кСД 
х  LS
0

б
2 U2
ср
х сд 
х"  S
d
S
б

н сд
ЕСД  Е  
0,083 0,14 1000
 0,05 о.е.
2
2 10,5
0,2 1000
 142,9 о.е.
1400
UH
10
 1,1
 1,048
UБ
10,5
Тогда ток от двигателей будет равен:
I кзСД 
Е СД  I б
х экв.

1,048  54,99
 0,4 кА.
0,05  142,9
Суммарный ток КЗ в точке К-3 на шинах 6,3 кВ с учетом подпитки от
двигателей водозабора будет равен:
Iкз = I/к-3 + Iкз СД = 10,71+0,96+0,4 = 12,07 кА.
Ударный ток в точке К-3: iуд3=Куд  2    кз 1,8  2 12,07  30,7кА. .
4.2 Выбор оборудования
4.2.1 Выбор выключателей
Sр.завода = 39396,59кВА;
41
I р.зав. 
Sр.зав.
2  3  Uн

39396,59
2  3 10,5
 1083,13 А;
Iав=2Iр.зав = 21083,13 = 2166,26 А.
Выбираем выключатель типа ВБЭ-10-31,5-3150 УХЛ2.
I
Секционный выключатель: I  ав  1083,13А.
р
2
Принимаем выключатель типа ВB/TEL-10-20-1600 У2.
Таблица 4.1 - Выбор выключателей
Вводные выключатели
Секционный выключатель
Расчетные
Паспортные Расчетные
Паспортные
Uн , кВ
10
10
10
10
Iн , А
2166,26
3150
1083,13
1600
Iотк , кА
12,07
31,5
12,07
20
Выбор выключателей отходящих линий:
Магистраль ГПП-(ТП1-ТП2):
SрТП1,2  ( P
рТП1,2
 P ) 2  (Q
 Q ) 2 ;
тр
рТП1,2
тр
SрТП1,2  (6171,62  69,56) 2  (3970,05  439,48 ) 2  7641,75 кВА ;
Iр 
S
7641,75
рТП1,2

 210,09 А;
2  3 U
2  3 10,5
н
I ав  2  I р  2  210,09  420,18 А.
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-20-630У2
Таблица 4.2 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iав= 420,18 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
I2*t=(Iоткл)2×4=1600 кА2 ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-(ТП3):
42
SрТП3  (3420,5  35,44) 2  (1728,59  224,5 ) 2  3969,65 кВА ;
Iр 
S
3969,65
рТП4,5

 109,14 А;
2  3 U
2  3 10,5
н
Iав  2  I р  2 109,14  218,28 А.
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-20-630У2
Таблица 4.3 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iав= 218,28 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=1600 кА ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-(ТП4-ТП5):
SрТП4,5  ( P
рТП4,5
 P ) 2  (Q
 Q ) 2 
тр
рТП4,5
тр
 (6717,96  72,2) 2  (3882,16  458,68 ) 2  8059,1 кВА ;
Iр 
S
8059,1
рТП4,5

 221,57 А;
2  3 U
2  3 10,5
н
I ав  2  I р  2  221,57  443,14 А
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-20-630У2
Таблица 4.4 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iав= 443,14 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
I2*t=(Iоткл)2×4=1600 кА2 ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-СД (компрессорная): S
 1666,7 кВА ; I рСД  73,32А.
рСД
43
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-20-630У2
Таблица 4.5 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iр= 73,32 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=1600 кА ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-СД (блок мокрого размола): SнСД  700 кВА ; I нСД  30,8А.
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5-630У2
Таблица 4.6 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iр= 30,8 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=1600 кА ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-ДСП-12т
РрДСП=SН∙КЗ∙соsφ=5000∙0.82∙0.7=2870 кВт;
QрДСП=РрДСП∙tgφ=2870∙0.698=2003,3квар;
QВБК=1800 квар;
SрДСП 
Р
РДСП
2
2
 ΔРТДСП   QРДСП  ΔQТДСП  QВБК  ;
Sр  2870  1002  2003,3  500  18002  3052 кВА ;
I рдсп 
3052
Sp

 167,8 A ;
3  Uн
3 10,5
Принимаем выключатель ВВ/TEL-10-12,5-630У2
44
Таблица 4.7 - Выбор выключателей
Паспортные
Расчетные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iр= 167,8 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
=1600 кА2 ×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-ДСП-6т
РрДСП=SН∙КЗ∙соsφ=2800∙0.85∙0.75=1785 кВт;
QрДСП=РрДСП∙tgφ=1785∙0.62=1106,7квар;
QВБК=900 квар.
SрДСП 
Р
РДСП
2
2
 ΔРТДСП   QРДСП  ΔQТДСП  QВБК  ;
Sр  1785  562  1106,7  280  9002  1904,2 кВА ;
1904,2
Sp

 104,7 A ;
3  Uн
3 10,5
I рдсп 
Принимаем выключатель ВВ/TEL-10-12,5-630У2
Таблица 4.8 - Выбор выключателей
Паспортные
Расчетные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iр= 104,7 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=1600 кА ×с
B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
Магистраль ГПП-ВБК:
I рВБК 
Q

ВБК
3 U
н
45
2700
 148,5А.
3 10,5
Выбираем выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5-630У2
Таблица 4.9 - Выбор выключателей
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн= 10 кВ
U= 10 кВ
Iн = 630 А
Iр= 148,5 А
Iоткл= 20 кА
Iкз= 12,07 кА
Iскв= 51 кА
iуд= 30,7 кА
2
2
2
I *t=(Iоткл) ×4=1600 кА ×с B=(Iкз)2×0,12= 17,5 кА2×с
Привод электромагнитный
4.2.2 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:
1 по напряжению установки: Uном тт  Uном уст-ки;
2 по току: Iном тт  Iрасч;
3 по электродинамической стойкости: Кдин 
4 по вторичной нагрузки:Sн2  Sнагррасч;
5 по термической стойкости: Ктс=
об  t
номтт  tнт
iуд
2  номтт
;
;
6 по конструкции и классу точности.
а) Выбор трансформаторов тока на вводе и секционном выключателе.
Таблица 4.10 - Выбор трансформатора тока
Прибор
Тип
А, ВА
В, ВА
А
Э-350
0,5
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
2,5
Vаrh
СР4-И689
2,5
2,5
W
Д-355
0,5
Vаr
Д-345
0,5
Итого
6,5
5,5
С, ВА
0,5
2,5
2,5
0,5
0,5
6,5
Примем трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 3000 А; Uн= 10 кВ; Sн = 30 ВА.
Таблица 4.11 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
По каталогу
Uн= 10кВ
Uн= 10 кВ
Iав= 2166,26 А
Iн= 3000 А
iуд= 30,7 кА
Iдин= 128 кА
S2 р= 10,5 ВА
S2 н= 30 ВА
Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.
46
Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления приборов,
соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов;
Сопротивление приборов определяется по формуле:
r
приб
r

S
приб
I
2н

S
2

5
2
2 н тт
I
2
2
6,5

2
30
5
2
 0,26 Ом ;
 1,2 Ом.
где Sприб. – мощность, потребляемая приборами;
I2 – вторичный номинальный ток прибора.
Допустимое сопротивление проводов:
rдоппр  r2н  rприб  rкон  1,2  0,26  0,1  0,84Ом,
q пров 
ρ  L 0,028 5

 0,16 мм 2 ,
rдоп
0,84
принимаем провод АКР ТВ; F=2,5мм2;
R пров 
ρ  L 0,028 5

 0,056 Ом ;
F
2,5
2
S2=R2 I 2 =0,41652=10,5 ВА,
где
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,26+0,056+0,1=0,416 Ом.
Выбираем трансформатор тока на секционном выключателе шин ГПП:
Iр= 1083,13 А; ТЛ-10: Iн= 1500 А; Uн= 10 кВ.
47
Таблица 4.12 - Выбор трансформатора тока
Прибор
Тип
А, ВА
Амперметр
Э-350
0,5
Итого
0,5
В, ВА
0,5
0,5
С, ВА
0,5
0,5
Таблица 4.13 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
По каталогу
Uн= 10 кВ
Uн= 10 кВ
Iр= 1083,13 А
Iн= 1500 А
iуд= 30,7 кА
Iдин= 128 кА
S2 р= 4,4 ВА
S2 н= 10 ВА

r
приб
r
S
приб
I
2 н - ка

2

5
2
S
0,5

2 н тт
I
2
2
10
5
2
 0,02 Ом ;
2
 0,4 Ом ;
rдоппр  r2н  rприб  rкон  0,4-0,02-0,1=0,28 Ом;
q
пров

ρL
r

0,028  5
0,28
доп
 0,5 мм 2 ;
принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм2;
R
пров

ρL
F

0,028  5
 0,056 Ом ;
2,5
2
S2=R2 I 2 =0,17652=4,4 ВА;
R2= 0,02+0,056+0,1=0,176 Ом.
б) Выбираем трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2); ГПП-(ТП3);
ГПП-(ТП4-ТП5); ГПП-СД; ГПП-ДСП; ГПП-ВБК.
48
Таблица 4.14 - Выбор трансформатора тока
Прибор
Тип
А, ВА
Амперметр Э-350
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
Vаrh
СР4-И689
2,5
Итого
5,5
r
приб
r

S
приб
I
2 н - ка

S

2
5
2
2 н тт
I
5,5
2

С, ВА
0,5
2,5
2,5
5,5
 0,22 Ом ;
2
10
5
2
В, ВА
0,5
2,5
2,5
5,5
2
 0,4 Ом ;
rдоппр  r2н  rприб  rкон  0,4-0,22-0,1=0,08 Ом;
q
пров

ρ L
r

0,028  5
0,08
доп
 1,75 мм 2 ;
принимаем кабель АКРТВ; F=2,5мм2;
R
пров

ρL
F

0,028  5
 0,056 Ом ;
2,5
2
S2=R2 I 2 =0,37652=9,4 ВА;
R2= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2): Iав=420,18А; примем
трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 600 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.15 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iав= 420,18 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
49
По каталогу
Uн= 10 кВ
Iн= 600 А
Iдин= 128 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП3): Iав= 218,28 А; примем
трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 300 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.16 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iав= 218,28 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10 кВ
Iн= 300 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП4-ТП5): Iав= 443,14 А; примем
трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 600 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.17 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iав= 443,14 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10 кВ
Iн= 600 А
Iдин= 128 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на СД (компрессорная): Iр= 73,32 А; примем
трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 100 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.18 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iр= 73,32 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10кВ
Iн= 100 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на СД (блок мокрого размола): Iр= 30,8 А; примем
трансформатор тока ТЛ-10: Iн= 50 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.19 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iр= 30,8 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10кВ
Iн= 50 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на ДСП-12т: Iр= 167,8 А; примем трансформатор
тока ТЛ-10: Iн= 200 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
50
Таблица 4.20 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iр= 167,8 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10кВ
Iн= 200 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформатор тока на ДСП-6т: Iр= 104,7 А; примем трансформатор тока
ТЛ-10: Iн= 150 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.21 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iр= 104,7 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10кВ
Iн= 150 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
Трансформаторов тока на ВБК: Iр= 148,5 А; примем трансформатор тока
ТЛ-10: Iн= 150 А; Uн= 10 кВ; Sн = 10 ВА.
Таблица 4.22 - Выбор трансформатора тока
Расчетные величины
Uн= 10 кВ
Iр= 148,5 А
iуд= 30,7 кА
S2 р= 9,42 ВА
По каталогу
Uн= 10 кВ
Iн= 150 А
Iдин= 51 кА
S2 н= 10 ВА
4.2.3 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
1 по напряжению установки: Uном  Uуст;
2 по вторичной нагрузки:Sном2  S2расч;
3 по классу точности
4 по конструкции и схеме соединения
Таблица 4.23 - Выбор трансформатора напряжения
Прибор
Тип
Sоб-ки, Число соs sin
Число Робщ,
Q ,
ВА
об-к
приборов Вт
вар
V
Э-335
2
2
1
0
2
8
W
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
Vаr
И-335
1,5
2
1
0
1
3
Wh
СА3-И681
3 Вт
2
0,38 0,925
12
72 175,26
Vаrh
СР4-И689
3 вар
2
0,38 0,925
12
72 175,26
Итого
158 350,52
51
Расчетная вторичная нагрузка
S2 р  Р 2  Q 2  1582  350,522  384,48 ВА
Принимаем ТН типа НТМК-10-71УЗ
Таблица 4.24 - Выбор трансформатора напряжения
Uн т= 10 кВ
Uн т= 10 кВ
Sн 2= 0,384 кВА
Sр 2= 0,96 кВА
Схема соединения обмоток У/У0-0
4.2.4 Выбор выключателей нагрузки
ТП1,2 Iр= 210,09 А; ТП3 Iр= 109,14 А; ТП4,5 Iр= 221,57 А
Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу10/400зУЗ
Таблица 4.25 - Выбор выключателя
Расчетные
Паспортные
Uн= 10 кВ
Uн= 10 кВ
Iрасч= 109,14÷221,57 А
Iн= 400 А
Iк= 12,07 кА
Iотк= 25 кА
4.2.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий
Выбор кабелей производится по следующим условиям:
1
2
3
4
5
по экономической плотности тока: Fэ 
Iр

;
э
по минимальному сечению Fmin =аIкзtп;
по условию нагрева рабочим током Iдопкаб  Iр;
по аварийному режиму Iдопав  Iав;
по потере напряженияUдоп  Uрас.
Выбираем
кабель
SрТП1,2  7641,75 кВА ; I  210,09 А; I ав  420,18 А.
р
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр /jэк = 210,09/1,4 = 150,1 мм2. jэк=1,4
ГПП-ТП1-ТП2:
А
2
[3]
мм
Принимаем кабель марки ААШв-10-(3185); Iдоп= 310 А;
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз: Fmin=Iкз t привед , = 1212,07 0,4 =91,6;
принимаем кабель ААШв-10-(395); Iдоп= 205 А;
в) проверка по аварийному току: Iдопав=1,3355= 461,5 А 420,18 А;
Принимаем кабель марки ААШв-10-(3240); Iдоп= 355 А
52
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее Кпопр=
0,8 (4 кабеля в траншее):
Iр/Кпопр, А (275 А>262,61А).
Принимаем кабель марки ААШв-10-(3150); Iдоп= 275А
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
ААШв-10-(3240), с Iдоп= 355 А.
Все расчетные данные выбора остальных кабелей занесены в таблицу
4.22 – Кабельный журнал.
4.2.6 Выбор шин ГПП
Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и
экономической
целесообразности.
Проверку
шин
производят
на
электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.
Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения
марки АТ-12010; Iдоп=2300 А (одна полоса на фазу) , Iав= 2166,26 А;
iуд= 30,7 кА
а) IдопIав;
б) проверка по термической стойкости к Iкз
Fmin=Iкз t привед = 1212,070,77 = 111,532< 1200 мм2;
в) проверка по динамической стойкости кiудкздоп=700 кгс/см2:
f
1,75 10
2
i  L
2
уд
а

1,75 10
2
2
 30,7 120
60
 33 кгс ; 
W=0,167bh2 = 0,1670,8102 = 13,36 см3;
 расч 
f L
33 120
кгс

 29,64 2 .
см
10  W 10 13,36
где L=120 см-расстояние между изоляторами;
а=60 см-расстояние между фазами;
b=0,8 см-толщина одной полосы;
h=10 см-ширина (высота) шины.
Из условия видно, что шины динамически устойчивы.
53
4.2.7 Выбор изоляторов
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых
производится по следующим условиям:
по номинальному напряжению:UномUуст;
по допустимой нагрузке: FдопFрасч.
где Fрасч. – сила, действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Fдоп = 0,6Fразруш.;
Fразруш – разрушающая нагрузка на изгиб.
F
расч

3 10
1
i  L
2
уд
а

3 10
1
2
 30,7 120
 326,5 кгс .
60
Выбираем изолятор типа ОНШ-10-20УХЛ1, Fразруш=2000 кгс.
Fдоп= 0,6Fразруш= 0,6 20001200кгс.
(>326,5 кгс), условие выполняется.
54
55
Таблица 4.26 - Кабельный журнал
Наименование
участка
ГПП-ТП1,ТП2
ГПП-ТП3
ГПП-ТП4,ТП5
ТП1-ТП2
ТП4-ТП5
ГПП-СД №3
ГПП-СД №11
ГПП-ДСП-6т
ГПП-ДСП-12т
ГПП-ВБК (QВБК,
квар)
7641,75
3969,65
8059,1
3820,88
4029,55
700
1666,7
1904,2
3052
Кол-во
кабелей
в
траншее
4
6
6
2
2
6
4
6
4
2700
1
Sр, кВА
По
экономической
Нагрузка
плотности
тока, мм2
Iр , А
Iав, А
jэ
Fэ
210,09 420,18 1,4
150,1
109,14 218,28 1,4
77,96
221,57 443,14 1,4 158,26
105,05 210,09 1,4
75,04
110,78 221,57 1,4
79,1
30,8
1,4
22
73,32
1,4
52,4
104,7
1,4
74,8
167,8
1,4
119,9
148,5
-
1,4
55
106,1
По току
По
короткого
допустимой
замыкания,
Выбранный
нагрузке, мм2
2
Iдоп, А
мм
кабель
Кп
Fдоп
Iк, А
S
0,8
150
12,07 95 ААШв-10-(3240) 355
0,75
70
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,75
185
12,07 95 ААШв-10-(3240) 355
0,9
50
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,9
50
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,75
16
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,8
35
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,75
50
12,07 95 ААШв-10-(395) 205
0,8
120
12,07 95 ААШв-10-(3120) 240
1
70
12,07
95
ААШв-10-(3120)
240
56
5 Несинусоидальность напряжения
5.1 Качество электроэнергии, его показатели
- На данный момент, проблемы с качеством питания привлекли
внимание многих исследователей, производителей электроэнергии и
потребителей. Проблема качества электроэнергии становится все более
значимым в связи с широким использованием асимметричных и переменного
однофазного и трехфазных нагрузок и все больше влияет на сеть передачи в
частные, коммерческом и промышленном секторах, ухудшается качество
электроэнергии связано с нарушений, вызванных обоими переходного (броски
и пониженного напряжения, переходные процессы) и в стационарных условиях
(коэффициент гармонических искажений, асимметрия, мерцание). Большинство
причин таких искажений, а также их отрицательные эффекты хорошо известны.
[1]
- Качество электроэнергии является необходимым условием для
безопасного использования электрооборудования, а также непосредственно
влияет на экономические показатели как производителей, так и потребителей.
Некачественное электричество может привести к повреждению дорогостоящего
оборудования,
нарушения
производственных
циклов,
производство
некачественной продукции, потому что качество электроэнергии зависит от
потребителя, потребитель должен принять меры по сохранению его в рамках
правил, например, не обнаруживается во времени потребителей и не устранены
реактивной нагрузки приводит дополнительные токи в мощности, что может
вызвать дополнительное падение напряжения в соединительных цепей,
коммутации повреждения оборудования и т.д. В этом случае, от поставщиков
электроэнергии возможно в этом случае экономические санкции к потребителю
как карта для "реактивной мощности" или низким коэффициентом мощности.
- Согласно межгосударственному стандарту ГОСТ 13109-97 ".
Совместимость Электрическая энергия технического оборудования Стандарты
качества электрических систем энергоснабжения общего назначения" есть 11
качества электроэнергии:
- Устойчивый колебания напряжения;
- Изменения напряжения развертки;
- Мерцание;
- Коэффициент искажения формы волны напряжения;
- Коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения;
- Коэффициент
дисбаланса
напряжения
по
обратной
последовательности;
- Коэффициент
дисбаланса
напряжения
на
нулевой
последовательностиотклонение частоты;
56
- длительность провала напряжения;
- импульсное напряжение;
- коэффициент временного перенапряжения.
Из всего вышесказанного, на проектируемом предприятии наиболее
актуальной проблемой является несинусоидальность напряжения, в
специальном
вопросе
дипломного
проектарассмотрены
по
типу
снижениювысших гармонических составляющих.[1]
5.2 Причины несинусоидальности напряжения
Несинусоидальность напряжения - нормальный показатель по ГОСТ
13109-97 (нормы качества электрической энергии), который характеризуется
следующими показателями:
- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
- коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения.
В процессе преобразования, выработки, распределения и потребления
электроэнергии имеют место искажения формы синусоидальных токов
и напряжений. Источниками искажений являются силовые трансформаторы,
синхронные генераторы электростанций, работающие при высоких значениях
магнитной индукции в сердечнике (при повышенном напряжении
на их выводах) преобразовательные устройства переменного тока в постоянный
и ЭП с нелинейными вольт-амперными характеристиками (или нелинейные
нагрузки).
Искажения, создаваемые синхронными генераторами и силовыми
трансформаторами, очень малы и не оказывают влияние на систему
электроснабжения и на работу ЭП. Оснавной причиной искажений являются
вентильные
преобразователи,
электродуговые
сталеплавильные
и руднотермические печи, установки дуговой и контактной сварки,
преобразователи частоты, индукционные печи, ряд электронных технических
средств (телевизионные приемники, ПЭВМ), газоразрядные лампы
и др. Электрические приемники электроэнергии и газоразрядные лампы
создают при своей работе невысокий уровень гармонических искажений
на выходе, но общее количество таких ЭП велико. В ходе работы эти
устройства потребляют энергию основной частоты, которая тратитсятся не
только на совершение полезной работы и покрытие потерь, но еще и на
образование потока высших гармонических составляющих, которые
«выбрасывается» во внешнюю сеть.[1]
57
5.3 Нормально допускаемые и предельно допускаемые значения
коэффициентов несинусоидальности напряжения, установленные ГОСТом
13109-97
Допускаемые нормально и допускаемые предельно значения
коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения в точках
общего присоединения к электрическим сетям с разными номинальными
напряжениями приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Значения коэффициента искажения синусоидальностикривой
напряжения, %
Нормально допускаемые при UHОМ,кВ Предельно допускаемые при UHОМ,кВ
0,38
6—20
35
110—330
0,38
6—20
35
110—330
8,0
5,0
4,0
2,0
12,0
8,0
6,0
3,0
Допускаемые нормально значения в точках общего присоединения к
электрическим сетям с номинальным напряжением Uномприведены в таблице
5.2.
Таблица5.2 - Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, %
Нечетные гармоники, не
Нечетные гармоники, Четные гармоники при
кратные 3 при Uном, кВ
кратные 3* при Uном,кВ
Uном, кВ
n 0,38 6-20 35 110- n 0,38 6- 35 110- n 0,38 6-20 35 110330
20
330
330
5 6,0 4,0 3,0
1,5
3 5,0 3,0 3,0 1,5
2 2,0 1,5 1,0 0,5
7 5,0 3,0 2,5
1,0
9 1,5 1,0 1,0 0,4
4 1,0 0,7 0,5 0,3
11 3,5 2,0 2,0
1,0 15 0,3 0,3 0,3 0,2
6 0,5 0,3 0,3 0,2
13 3,0 2,0 1,5
0,7 21 0,2 0,2 0,2 0,2
8 0,5 0,3 0,3 0,2
17 2,0 1,5 1,0
0,5 >21 0,2 0,2 0,2 0,2 10 0,5 0,3 0,3 0,2
19 1,5 1,0 1,0
0,4
12 0,2 0,2 0,2 0,2
23 1,5 1,0 1,0
0,4
>12 0,2 0,2 0,2 0,2
25 1,5 1,0 1,0
0,4
>25 0,2+ 0,2+ 0,2+ 0,2+
+1,3* +0,8* +0,6* +0,2*
*25/n *25/n *25/n *25/n
n - номер гармонической составляющей напряжения
* - нормально допускаемые значения, приведенный для n, равных 3 и 9,
относятся к однофазным электрическим сетям. В трехфазных трехпроводных
электрических сетях эти значения принимают вдвое меньшими приведенных в
таблице
58
Возможно допускаемое значение коэффициента n-ой гармонической
составляющей напряжения вычисляют по формуле:
КU(n)пред = 1,5 КU(n)норм,
где КU(n)норм— нормально допускаемое значение коэффициента n-ой
гармонической составляющей напряжения, определяемое по таблице 5.2.
5.4 Влияние несинусоидальности напряжения в сети на работу
потребителей электрической энергии
В двигателях гармоники напряжения и тока приводят к появлению
добавочных потерь в обмотках ротора, в цепях статора, а также в стали статора
и ротора. Из-за вихревых токов и эффекта поверхностной потери в проводниках
статора и ротора больше, чем определяемые омическим сопротивлением. Токи
утечки, вызываемые гармониками в торцевых зонах статора и ротора, также
приводят к дополнительным потерям. Все это приводит к увиличению общей
температуры машины и к местным перегревам, наиболее вероятным в роторе,
что может привести к серьезным последствиям. Также следует отметить, что
при определенных условиях наложения гармоник может возникнуть
механическая вибрация ротора.
В трансформаторах гармоники напряжения вызывают увеличение потерь
на гистерезис, потери, связанные с вихревыми токами в стали, и потери в
обмотках. Кроме того, сокращается срок службы изоляции. Увеличение потерь
в обмотках наиболее важно в случае преобразовательного трансформатора, так
как наличие фильтра, присоединенного обычно к стороне переменного тока, не
снижает гармоник тока в трансформаторе. Кроме того, могут наблюдаться
локальные перегревы трансформаторного бака.
В батареях конденсаторов гармоники тока также приводят к добавочным
потерям энергии. Вследствие этого происходит дополнительный нагрев
конденсатора, который может привести к выходу последнего из строя. Также
возможно повреждение конденсатора при возникновении гармонических
резонансов в сети.
Гармоники могут нарушать работу устройств защиты или ухудшать их
характеристики. Характер нарушения зависит от принципа работы устройства.
Наиболее распространенными являются ложные срабатывания, которые
наиболее вероятны в работе систем защиты, основанных на измерении
сопротивлений.
Влияние гармоник на индукционные приборы измерения мощности и
учета электроэнергии приводит к увеличению погрешности результатов их
измерений.
Также следует отметить влияние гармоник, возникающих в силовых
цепях, на сигналы в линиях связи (в частности, в телефонных линиях). Малый
59
уровень шума приводит к определенному дискомфорту, при его увеличении
часть передаваемой информации теряется, в исключительных случаях связь
становится вообще невозможной.
5.5 Способы снижения несинусоидальности напряжения
Существуют определенные методы снижения несинусоидальности
напряжения, их можно разделить на следующие группы:
1 схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную
систему шин, группирование вентильных преобразователей по схеме
умножения фаз, подсоединение нелинейной нагрузки к системе с большей
мощностью короткого замыкания;
2 применение оборудования, характеризующегося пониженным уровнем
генерации высших гармоник, например «не насыщающихся» трансформаторов
и многофазных вентильных преобразователей;
3 использование фильтровых устройств: параллельных узкополосных
резонансных фильтров, фильтрокомпенсирующих и фильтросимметрирующих
устройств (ФКУ и ФСУ).
5.6 Влияние высших гармоник и их фильтрация
Развитие современных технологий полупроводников ведет все к более
высоко возрастающему количеству потребителей, управляемых тиристорами и
конверторами. К сожалению, конверторы увеличивают значение индуктивной
реактивной мощности и ухудшают несинусоидальную форму токовой кривой.
Это помехи питаемой сети ведут к повреждениям и ошибочным включениям
оборудования и приборов. Типичный ток конвертора представляет собой
наложения различных синусоидальных составных тока, т.е. основной сетевой
частоты и определенного числа так называемых высших гармоник (в
трехфазной сети в первую очередь гармоники 5-го, 7–го и 11-го порядков).
Содержание высших гармоник в трехфазной сети ведет к повышению тока в
конденсаторах, т.к. сопротивление реактивное конденсаторов с возрастанием
частоты уменьшается. [3]
Загрязнение сетей переменного тока высшими гармониками может вести
к следующим последствиям:
- снижение срока службы конденсаторов;
преждевременное срабатывание защитной аппаратуры;
выход из строя или ошибочная деятельность компьютеров, приводов
двигателей, устройств освещения и др. чувствительных потребителей.
Параллельно с возрастанием тока в конденсаторах, который можно
регулировать с помощью конструктивных мер, в неблагоприятных случаях в
сетях могут возникнуть резонансные явления. Компенсационные конденсаторы
60
и индуктивности трансформатора и сети представляют собой резонансный
контур. Если собственная частота такого контура совпадет с частотой высших
гармоник, то возможно возникновение колебаний со значительными
перенапряжениями и сверхтоками. Это ведет к перезагрузкам и повреждениям
в электрических установках.
Целью подключения дросселя (реактора) к конденсатору служит
снижение резонансной частоты сети до значения, величина которого ниже
значения наименьшей высшей гармоники данной сети. Этим предотвращается
резонанс между конденсаторами и сетью, а значит и возрастание токов высших
гармоник. Кроме того, такое включение имеет эффект фильтра, при котором
уменьшается степень искажения напряжения. Рекомендуется в тех случаях, где
доля потребителей, загрязняющих сеть высшими гармониками, составляет
более 20 % всех потребителей сети.
В рассматриваемом дипломном проекте на алюминиевом заводе
установлены дугосталеплавильные печи (ДСП), которые являются источниками
искажения напряжений. Для снижения высших гармонических составляющих
необходимо произвести расчет и выбрать фильтрокомпенсирующие устройства.
5.7 Фильтры высших гармоник
5.7.1 Назначение фильтров
Фильтрокомпенсирующие устройства (ФКУ) предназначены для
снижения гармонических искажений напряжения и компенсации реактивной
мощности нагрузок потребителей в сетях электроснабжения предприятий и в
электрических сетях.
Силовыефильтры высших гармоник имеет важное значение для
оптимизации издержек предприятий промышленности, а также повышения
стабильности их работы и снижения рисков. Использование силовых фильтров
даёт возможность добиться более высоких промышленных показателей. А
также использовать дополнительную нагрузку на сеть, что может оказаться
достаточно важным при расширении. Силовые фильтры для предприятий в
большинстве ситуаций имеют срок окупаемости менее года, что делает их
использование экономически обоснованным и необходимым. [7]
Фильтры высших гармоник конденсаторов состоят из, включенных
последовательно с индуктивностью. Индуктивность выбирается величины,
чтобы фильтр представлял собой низкоимпедансный последовательный
резонансный контур на частоте гармоники. Таким образом, обеспечивается
прохождение основной части гармонической составляющей тока через фильтр.
Конденсаторы создают реактивную мощность на основной частоте.
5.7.2 Необходимость использования ФКУ
Ряд недостатков отсутствие фильтров имеет:
- выходят из строя конденсаторные установки, которые не рассчитаны на
протекание токов высших гармоник, вследствие этого предприятия работают с
пониженным коэффициентом мощности;
- высшие гармоники увеличивают потери электроэнергии в сетях;
61
сжимаются сроки службы электрооборудования;
выходят из строя дугогасящие реакторы, предназначенные для
компенсации емкостных токов замыкания на землю;
- неверно работают устройства релейной защиты и автоматики сетей.
По этой причине силовые фильтры высших гармоник в настоящее время
являются необходимым видом электрооборудования, обеспечивающим
нормальную
работу
промышленных
предприятий
с
вентильными
преобразователями и электропечными нагрузками.
-
5.8 Расчет несинусоидальности напряжения
Определить действующее значение эквивалентного тока батареи,
подключенной к шинам 10 кВ, представленной на однолинейной схеме.
Источником высших гармоник (ВГ) является дугосталеплавильные печи
ДСП 12т, ДСП 6т
Расчет проводится для 1-ой секции шин
Исходными данными для расчета являются:
- Трансформатор энергосистемы мощностью 63 МВА;
- Трансформатор ГПП мощностью 25 МВА;
- Qбк=2,7 Мвар;
ДСП-12т: тр-р ЭТЦДК-5000/10-74У3:
Sн=5000 кВА, соsφ=0,82 , Кз=0,7 , U1=10 кВ, N=2;
ДСП-6т: тр-р ЭТЦПК-2800/10-74У3%:
Sн=2800 кВА, соsφ=0,85 , Кз=0,75 , U1=10 кВ, N=1.
Составляем схему замещения и преобразуем ее:
Рисунок 5.1 – Схема замещения
Рассчитаем сопротивления элементов схемы замещения для
гармоники.
Энергосистема:
62
-ой
Х с
U2
10 2


 0,0016 .
Sн
63000
Трансформатор связи с системой на 10 кВ (с расщепленной обмоткой):
Х тр   
11 ек %
1110,5
 
 0,046  .
S тр 100
25 100
Отметим, что сопротивления трехобмоточных трансформаторов на
частотах гармоники пропорционально сопротивлениям обмоток при
промышленной частоте.
Суммарное сопротивление системы и трансформаторов ГПП:
Х сэ  Х с  Х тр  0,0016  0,046  0,048 .
Эквивалентное сопротивление батарей:
U 2 1 102 1 37



.
QВ 
2,7 

Х СВ
Ток конденсаторной батареи на основной частоте:
QВ
2700

 155,9 А.
3 U
3 10
I СВ1 
Величина гармоник тока генерируемых ДСП:
I 
1,25  I ном
2
.
ГармоникитокаДСП 12т:
I1 
0,9  U d  I d
0,9 10000  288,68

 182,93 A;
3 U  cos 
3 10000  0,82
I5 
1,25  182,93
 9,15 A;
25
I7 
1,25 182,93
 4,67 A;
49
I11 
1,25 182,93
 1,89 A;
121
63
I13 
1,25  182,93
 1,35 A.
169
Соответственно для двухДСП 12т:I1= 365,85, I5 =18,29,I7 = 9,33 А,
I11 = 3,78 А, I13= 2,71 А.
Гармоники тока ДСП 6т:
I1 
0,9U d I d
0,9  10000  161,66

 98,82 A ;
3U  cos 
3  10000  0,85
I5 
1,25  98,82
 4,94 A ;
25
I7 
1,25  98,82
 2,52 A ;
49
I11 
1,25  98,82
 1,02 A ;
121
I13 
1,25  98,82
 0,73 A .
169
Найдем суммарный ток гармоник, генерируемых ДСП:
 I
 365,85  18,29  9,33  3,78  2,71  98,82  4,94  2,52
 1,02  0,73  508 A.
Суммарное сопротивление всей схемы:
 Х 
Х Э     СВ 
Х Э  Х СВ 
 

Х  

2 ;

Х СВ
Х

Х


СВ
Э
Х Э  

Х1 
0,048  37 1
 0,048Ом ;
37  0,048 12
0,048  37  5
 0,247Ом ;
37  0,048  52
0,048  37  7
Х7 
 0,357Ом ;
37  0,048  7 2
Х5 
64
Х 11 
Х 13 
Х

0,048  37 11
 0,623Ом ;
37  0,048 112
0,048  37 13
 0,794Ом; ;
37  0,048 132
 0,048  0,247  0,357  0,623  0,794  2,069Ом .
Напряжение на шинах п/ст ГПП:
U  I  X


Х Э  Х СВ 
 I ;
Х СВ  Х Э  2
U  508  2,069  1051В.
Токи в цепи батареи:
I C 
U
Х Э  I 

;
Х CB
Х СВ  Х Э  2
I CВ5 
1051 5
 141,91А ;
37
I CВ7 
1051 7
 198,67 А ;
37
I CВ11 
105111
 312,2 А ;
37
I CВ13 
105113
 368,96 А .
37
Эквивалентный ток в цепи БК:
I CВ 
I
2
СВ
 155,92  141,912  198,67 2  312,22  368,962  563,48 А .
Коэффициент нагрузки:
КП 
I CB 563,48

 3,61.
I CB1
155,9
Таким образом, батарея конденсаторов будет перегружена по току на
261%.
65
6 Экономическая часть
Экономическая
оценка
эффективности
электроснабжения алюминиевого завода
схемы
внешнего
6.1 Цели и задачи проекта
Целью разработки дипломного проекта строительства подстанции
110/10кВ и прилегающих к ней сетей 110 и 10кВ.
Строящаяся ГПП предназначена для реализации электроэнергии
алюминиевому заводу павлодарского района со стороны 110 и 10кВ.
Проектируемую подстанцию и прилегающие к ней сети предполагается
разместить вне населенных пунктов в равнинной местности. Сооружение ЛЭП
110 и 10кВ предполагается с использованием железобетонных опор.
Для строительства подстанции, передачи электроэнергии по тарифу,
который ниже действующего, создается ОАО «Energetiс», чтобы создать
конкуренцию действующей монопольной организации на розничном рынке по
передаче электроэнергии.
Целью создания ОАО – получение прибыли от передачи электроэнергии с
шин подстанции до потребителя.
Основной задачей расчёта являются определение экономической
эффективности проекта, включающей в себя расчет инвестиционной
приемлемости проекта, рентабельности инвестиций, норму прибыли, а также
срока окупаемости данного проекта.
Для
оценки
эффективности
рассматриваю
схему
внешнего
электроснабжения предприятия, вариант №I, в котором электроэнергия
передается до ГПП предприятия на напряжение 110 кВ.
6.2 Анализ рынка сбыта
Проведя анализ энергоснабжения потребителей района павлодар, мы
можем предположить, что строительство нашего ОАО «Energetiс» позволит
нам продавать дополнительную электроэнергию районным потребителям. При
этом уменьшается дефицит электроэнергии данном районе.
6.3 Тарифы на электроэнергию
Применительно к электросетевым объектам оценка результатов
производственной деятельности образуется от продажи дополнительно
поступающей электроэнергии в сеть.
Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и
тарифы Т=14,36 тенге за 1 кВт ч. Тариф на отпуск электроэнергию будет
66
складываться из тарифа энергопроизводящей организации, городских сетей или
АРЭК, национальных электрических сетей, а также установленного тарифа
ОАО.
6.4 Юридический план
Для осуществления строительства и эксплуатации рассматриваемого
энергообъекта создается Открытое Акционерное Общество с привлечением
средств за счет выпуска акций и заемного капитала потенциальных инвесторов.
В примере структура финансирования суммарных инвестиций принята
следующей: 65% акционерного капитала и 35% заемного с выплатой
последнего равными долями в течение десяти лет начиная со второго года
эксплуатации энергообъекта.[18]
6.5 Экологическая информация
Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в
пределах установленных санитарных норм.
Строительство подстанции и прилегающих сетей не приведёт к
ухудшению экологической ситуации в районе.
6.6 Характеристика предприятия
АО «Казахстанский электролизный завод» (КЭЗ) — единственный
производитель алюминия в Республике Казахстан расположен в Павлодаре.
Это промышленное предприятие стоимостью $900 млн представляет собой
крупнейшее в Казахстане частное капиталовложение в металлургию и
горнодобывающую промышленность и является ключевым элементом
успешного
развития
алюминиевого
кластера
страны.
Виды деятельности и основная продукция: Производство алюминия,
алюминиевые чушки технологической чистоты, весом 20 кг, увязанные в
пакеты весом 1080±100 кг.
АО «Казахстанский электролизный завод» входит в группу предприятий
ENRС (ранее ЕПА), а точнее в Подразделение Группы по производству
глинозема и алюминия, которое является девятым крупнейшим поставщиком
продаваемого глинозема по объёму в мире.Это подразделение состоит из двух
отдельных предприятий: Алюминий Казахстана (АК) и Казахстанский
электролизный завод (КЭЗ), и включает в себя два бокситовых рудника,
известняковый рудник, ТЭЦ, глиноземный завод и электролизный завод.
Завод запроектирован на принципах широкого кооперирования в
строительстве и эксплуатации объектов общегородского хозяйства района
67
города Павлодара, в части строительных баз, водоснабжения, канализации,
железнодорожного и автомобильного транспорта, тепловых и электрических
сетей, общегородских объектов культурнобытового и коммунального
назначения.
Производительность предприятия 1000000 т глинозема в год. Также есть
возможность увеличить производство.
Глинозем встречается в природе в небольших количествах в виде
минерала корунд. Существует несколько разновидностей глинозема, которые
имеют одну и ту же формулу, но разное структурное строение и свойства.
Наиболее
распространенные
и
часто
встречающиеся:
  Al 2O3 ;   Al 2O3 . Сырьем для завода являются Тургайские бокситы. Бокситы
представляют собой горную породу, состоящую в основном из гидроксида
алюминия, оксида железа, оксида минеральных компонентов.В зависимости от
содержания и Аl2О3 и кремневого модуля бокситы Аятского и др.
месторождений, расположенных в северной и северозападной частях
республики, являются сырьевой базой алюминиевого завода. Бокситы
Казахстана являются низкосортными, отличаются повышенным содержанием
вредных примесей: кремнезема, карбонатов, органических соединений,
содержащих вредные вещества, хлор, которые осложняют работу основных
технологических переделов и вызывают повышенный расход энергии,
трудозатрат и капитальных вложений. Рациональное их использование требует
изыскания и реализацию нетрадиционных решений.[18]
Планируемый объём инвестиций на строительство завода составлял $850
млн. На 1 января 2009 года освоено $640 млн.Проектная мощность предприятия
составляла 250 тыс. тонн алюминиевого литья в год. Выход на полную
проектную мощность предполагался в 2010 году и на нём будут работать 1500
человек. Здесь действует уникальное газоочистное оборудование, которое
способно улавливать до 99,9% выбросов в атмосферу.
Система электроснабжения завода выполнена в соответствии с проектом.
Электроснабжение производится от Павлодарской ТЭЦ1 и от системы
«Павлодарэнерго»
Минэнерго.Общая
установленная
мощность
трансформаторов 370 тыс. кВт.
6.7 План маркетинга
Прибыльность предприятия можно сохранить с помощью увеличения
объема производства, в данном случае при помощи ускорения и увеличения
объема ремонтных работ. Также прибыль можно повысить при помощи
снижения стоимости исходного сырья и невысокими накладными расходами.
Также на подстанции необходимо установить новейшие оборудование,
новейшую релейную защиту мировых производителей, что позволит нам
обеспечивать высокий уровень надежности электроснабжения алюминиевого
завода
68
Существенное уменьшение издержек складывается в результате
экономии электроэнергии (установление на заводе АСКУЭ) и уменьшении
затрат на потерю электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах в схеме
электроснабжения. Многолетний опыт использования системы учета
электроэнергии показал, что в результате правильной организации процесса
контроля и учета за потреблением в установках, объем потребления
электроэнергии снизился на 10-15%.
6.8 Инвестиционный план
Определим инвестиции необходимые для данного варианта. Их найдем как
сумму затрат на установку подстанций, электрических сетей, затрат на
строительство и монтаж электрооборудования:
Издержки на подстанцию найдем как:
1) Затраты на оборудование подстанции:
2) Затраты на ЛЭП-110 кВ
69
,
Следовательно суммарные затраты на оборудование для подстанции ГПП
110/10 кВ составят:
6.9 Финансовый план
Из технической части расчета электроснабжения завода известна активная
мощность потребления сетевого предприятия:
,
где Твкл – число часов включения, для двухсменной работы Твкл= 4000 ч.
Далее проектируем ОАО «Energetiс», которое будет заниматься услугами
по передаче и гарантированной поставке электроэнергии алюминиевому заводу
и покупкой электроэнергии с целью её перепродажи по торговой системе на
рынке электроэнергии.
ОАО «Energetiс» заключает договор с алюминиевым заводом на услуги
по передаче электроэнергии через ЛЭП-110 кВ протяженностью 5,2 км. и п/ст
ГПП с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Тариф на электроэнергию по Павлодарской области составляет 10,17
тенге/кВт·ч. Мы заключаем договор с алюминиевым заводом на поставку
электроэнергии по 9 тенге/кВт·ч.
Определяем себестоимость передачи электроэнергии в ОАО «Energetiс»:
где
.
.
Мы знаем, что
– 40% всех затрат, а остальные 60% - другие
затраты.Из пропорции вычислим:
;
;
70
Суммарные затраты ОАО «Energetiс»:
Определим тариф ОАО «Energetiс»:
.
Тариф на электроэнергию по Павлодарской области 10,17 тенге/кВт·ч,
завод платит 9 тенге/кВт·ч. Цена за вырабатываемую электроэнергию на
электростанциях в пределах от 2,7 до 7 тенге/кВт·ч. ОАО «Energetiс»купит у
электростанции по 4,9 тенге/кВт·ч.
Тариф KEGОС = 0,94 тенге.
Тариф РЭК = 2,5 тенге.
Тариф ОАО «Energetiс» = 0,18 тенге.
.
По договору ОАО «Energetiс» с завода берет 9 тенге за
Посчитаем прибыль:
Так как мы знаем, что
равна:
.
, то суммарная прибыль
Корпоративный налог равен 20%, отсюда вычислим чистую прибыль:
Прибыль ОАО «Energetiс» от передачи:
С учетом корпоративного налога (20%):
71
Общая прибыль:
Окупаемость проекта схемы внешнего электроснабжения без учета
дисконтирования:
6.10 Окупаемость проекта с учетом дисконтирования
Произведем расчет:
Размер инвестиций составляет 156,6 млн. тенге.
Прибыль в первом году составляет:
Прибыль во втором году увеличилась на 8 %:
.
.
Прибыль в третьем году увеличилась на 11%:
Прибыль в четвертом году увеличилась на 14 %:
Прибыль в пятом году увеличилась на 17 %:
Прибыль в шестом году увеличилась на 20 %:
Размер барьерной ставки составляет 10 %.
Пересчитаем денежные потоки в вид текущих стоимостей:
72
Определим период,по истечении которого инвестиции окупаются:
Сумма дисконтированных доходов за 6года составляет 157 млн. тенге,
что больше начальных инвестиций, а это значит, что возмещение
первоначальных расходов произойдет менее чем за 6 лет.
Если предположить, что приток денежных средств поступает равномерно
в течении всего периода (по умолчанию предполагается что денежные средства
поступают в конце периода), то можно вычислить остаток от шестого года.[18]
С учетом дисконтирования срок окупаемости незначительно увеличился
до 5,72 года.
В данном разделе мы рассмотрели самый оптимальный вариант
(Iвариант) электроснабжения алюминиевого завода по ЛЭП 110 кВ.Была
выполнена оценка экономической эффективности схемы внешнего
электроснабжения алюминиевого завода. Определив размер инвестиционных
вложений и количество потребляемой заводом энергии, мы вычислили сроки
окупаемости проекта.
Согласно нашему плану, инвестиции для данного варианта составляют
156,6 млн. тенге. Срок окупаемости проекта схемы внешнего
электроснабжения составляет 5,7 года. С учетом дисконтирования этот срок
увеличивается до 5,72 лет.
73
7 Безопасность жизнедеятельности на предприятии
7.1 Анализ условий труда в компрессорной
Компрессорные установки обеспечивают сжатие и подачу воздуха,
инертных, взрывоопасных и токсичных газов.К числу основных характеристик
компрессорных установок относятся - давление сжимаемого газа в МПа и
производительность в м3/с. По давлению компрессоры подразделяются: на
компрессоры низкого давления (0,2-1,0 МПа), среднего (1,0-10 МПа) и
высокого давления (10-100 МПа). По производительности компрессоры
подразделяются: на малые - производительностью меньше 0,015 м3/с, среднего
- от 0,015 до 1,5 м3/с и большие - производительностью выше 1,5 м3/с.[17]
Компрессорные установки могут быть стационарными и передвижными.
При
эксплуатации
компрессоров
применяется
аппаратура,
способствующая интенсивному выделению масла и влаги из сжатого воздуха,
маслосъемные кольца, герметизация коммуникаций, оборудования и арматуры
нагнетательных
установок,
электрооборудование
во
взрывоопасном
исполнении, заземление, термически стойкие и взрывоопасные смазки,
ограничение скорости движения газа в трубах.
При проектировании компрессорных станций учитываются требования
санитарных и строительных норм и правил к вентиляции, отоплению,
освещению, вибрации и шуму, а также требования электробезопасности.
В связи с тем, что компрессорные установки создают вибрации, надо
учитывать их последствия. В последнее время значительно увеличился
контингент работников, подвергающихся в процессе труда воздействию
вибрации.
В зависимости от способа передачи вибрации телу человека различают
локальную (местную) вибрацию, передающуюся через руки человека, и общую,
передающуюся на тело сидящего или стоящего человека через опорные
поверхности человека. В реальных условиях часто имеет место сочетание этих
вибраций.
В компрессорной большое внимание уделяется вибробезопасным
условиям труда, при которых производственная вибрация не оказывает на
работающих неблагоприятного воздействия, в крайних своих проявлениях
приводящего к профессиональному заболеванию. Вибробезопасные условия
труда обеспечиваются применением рациональных режимов труда и отдыха.
Например, 8 часовой рабочий день, ежегодный обязательный отпуск.
Радикальным направлением борьбы, как с вибрацией, так и с шумом
является исключение шумных и виброопасных технологических процессов.
Например, клепку заменяют сваркой, штамповку – прессованием и другое.
Шум является одним из факторов, отрицательно влияющих на
работоспособность человека. Сильный продолжительный шум может быть
причиной функциональных изменений сердечно – сосудистой и нервной
74
систем. Поэтому в дипломном проекте уделяется большое внимание выбору
мероприятий по снижению шума.
Одним из методов уменьшения шума на объектах производства является
снижение или ослабление шума в его источниках. Строительные нормы и
правила предусматривают защиту от шума строительно-акустическими
методами. При этом для снижения уровня шума в проекте следует
предусмотреть следующие меры:
− звукоизоляция ограждающих конструкций; уплотнение по периметру
притворов, окон, ворот, дверей; звукоизоляция мест пересечения ограждающих
конструкций инженерными конструкциями; устройство звукоизолированных
кабин наблюдения и дистанционного управления; укрытия; кожухи;
− звукопоглощающие конструкции и экраны;
− глушители шума.
В качестве индивидуальных средств защиты от шума используют
специальные наушники, вкладыши в ушную раковину, противошумные каски,
защитное действие которых основано на изоляции и поглощения звука.[15]
Для уменьшения прохождения шума в изолируемое помещение могут
также быть использованы следующие строительно-акустические мероприятия:
а) применение необходимых материалов и конструкций при
проектировании перекрытий стен, перегородок, дверей, окон, кабин
наблюдений, щитов управления и т.д.
б) применение плавающего пола для виброизоляции турбоагрегатов;
в) применение звукоизолирующих и вибродемпфирующих покрытий на
поверхности трубопроводов;
г) правильная планировка и застройка селитебной территории.
Для обеспечения безопасности труда машинист компрессорных
установок должен выполнять следующие требования:
а) Перед началом работы
− Используемую спецодежду необходимо привести в порядок: рукава
застегнуть, одежду заправить так, чтобы не было свисающих концов, волосы
убрать под плотно прилегающий головной убор или маску. Запрещается
засучивать рукава спецодежды.
− Проверить наличие и исправность приборов контроля давления воздуха,
масла, температуры.
−
Проверить на рабочем месте исправность инструмента,
приспособлений, безопасное состояние оборудования.
−Доложить о готовности к приемке смены вышестоящему дежурному
персоналу.
б) Во время работы
− Во время работы компрессора нужно внимательно следить за работой
приборов и прослушивать холодильник на отсутствие утечки сжатого воздуха.
− Во время уборки помещения запрещается производить очистку
оборудования, находящегося под давлением.
75
− При обнаружении утечки масла и воды, попадания масла на фундамент
необходимо выявить и устранить причины утечек, убрать масло и воду.
в) По окончании работы
- закончить переключения;
- прекратить допуск и оформить окончание работы по наряду;
- весь инструмент, приспособления, приборы и средства защиты должны
быть приведены в надлежащий порядок и размещены в специальных шкафах и
стеллажах, предназначенных для этой цели;
- сообщить принимающему смену о всех неисправностях и изменениях в
работе оборудования, происшедшие в течение смены;
- доложить о сдаче смены своему вышестоящему дежурному персоналу и
оформить росписью в оперативном журнале;
- снять спецодежду, убрать ее и другие средства индивидуальной защиты
в шкаф.
При эксплуатации компрессорных установок обеспечению мер
электробезопасности должно быть уделено особое внимание. С позиций
электробезопасности человек является проводником электрического тока.
Электрическое сопротивление тела в основном обеспечивается верхним
роговым слоем кожи, не имеющим кровеносных, лимфатических и других
сосудов и нервных окончаний, и зависит от влажности кожи, места
расположения и размера поверхности контакта тела с токоведущей частью
электрооборудования, расстояния между контактами, пути протекания тока по
телу, индивидуальных особенностей организма и других факторов.
Электрический ток, проходящий через тело человека, производит термическое,
электротермическое и биологическое воздействие. Величина электрического
тока, проходящего через тело человека, является основным фактором,
определяющим вид поражения. Другим важным фактором является время
воздействия тока на человека.[13]
Для защиты от косвенного прикосновения требованиями стандарта
предусмотрены следующие меры:
- автоматическое отключение питания;
- уравнивание потенциалов;
- применение электрооборудования класса II или с равноценной
изоляцией;
- изолирующие помещения, зоны и площадки;
- система местного уравнивания потенциалов;
- электрическое разделение цепей.
Указанный стандарт содержит основополагающие требования по защите
от прямого и косвенного прикосновений, которые применяются, дополняются и
конкретизируются другими стандартами комплекса ГОСТ Р 50571 для
конкретных видов помещений, например для ванных и душевых помещений.
Под косвенным прикосновением понимается прикосновение человека к
открытым проводящим частям оборудования, на которых в нормальном режиме
(исправном состоянии) электроустановки отсутствует электрический
76
потенциал, но при каких-либо неисправностях, вызвавших нарушение изоляции
или ее пробой на корпус, на этих частях возможно появление опасного для
жизни человека потенциала.
Защиту при косвенном прикосновении выполняют во всех случаях, если
напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного тока и 120 В
постоянного тока.
В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных
установках в соответствии с нормами ПУЭ может потребоваться выполнение
защиты при косвенном прикосновении при напряжениях, например 25 или 12 В
переменного тока, 60 или 30 В постоянного тока.
Исходя из этого, в целях обеспечения электробезопасности
обслуживающего персонала компрессорной, ниже приводится расчет мер
защиты высоковольтного и низковольтного оборудования.
7.2 Разработка мер защиты низковольтного и высоковольтного
оборудования
7.2.1 Расчет мер защиты высоковольтного оборудования (защитное
заземление)
Защитное заземление, устраиваемое с целью обеспечения безопасности,
представляет собой преднамеренное соединение с землей металлических частей
электрической установки, в нормальных условиях не находящихся под
напряжением, при помощи заземляющих проводников и заземлителей.
Назначение защитного заземления заключается в создании между
металлическими конструкциями или корпусом защищаемого устройства и
землей электрического соединения достаточно малого сопротивления.
В установках 10 кВ с заземленной нейтралью трансформаторов
применяем систему заземления, при которой заземленные проводники
соединяются с заземленной нейтралью. Наличие такого соединения превращает
замыкание токоведущих частей на заземленные части установки в короткое
замыкание, вследствие чего происходит отключение аварийного участка
автоматом или предохранителем ГОСТ 12.1.030-81.
Из всего сказанного выше следует, что целью устройства защитных
заземлений является:
- в установках с изолированной нейтралью – обеспечение безопасной
величины тока, протекающего через тело человека пи замыканиях фазы сети на
заземленные участки;
- в установках с заземленной нейтралью – обеспечение возможности
автоматического отключения дефектных участков сети при тех же замыканиях.
Для защиты ТП применимо контурное заземление.
77
5м
ТП 10 кВ
10 м
Рисунок 7.1 – Контур заземления
Для выравнивания потенциала внутри контура прокладывают
горизонтальные полосы. Чтобы уменьшить шаговое напряжение за пределами
контура, вдоль проходов в грунт закладывают специальные шины.
Длина кабельных линий со стороны 10кВ: L = 100 м; грунт-суглинок; Руд
= 100 Ом/м. Измерения проводились при средней влажности грунта У2 = 1.5. В
качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром
16 мм и длинной 2.5 м. В качестве соединительной полосы стальная шина
сечением 40х4 мм.[15]
Расчетный ток замыкания на землю со стороны 10 кВ (фазный):
Iз 
3  U  (35  Lk  LB )
3 10  35  0.1

 0.173 (А)
350
350
Сопротивление заземляющего устройства принимаем Rз = 4 Ом.
Рассчитываем удельное сопротивление грунта:
 расч.  100  1,5  150 (Ом  м)
Сопротивление естественного заземления: Rе = 6 Ом, это сопротивление
оболочки кабеля.
Сопротивление искусственного заземлителя должно быть:
RИ 
RE  Rз
6  10

 12 (Ом).
RE  RЗ 6  10
Сопротивление одиночного вертикального заземлителя:
RСТ .ОД 
RСТ .ОД 

2 L 1
4 H  L
 (ln
  ln
);
2   L
d
2
5 H  L
150
2  2.5
1
4  2  2.5 

  ln
  ln
  56 (Ом) .
3
2  3.14  2.5  16  10
2
5  2  2.5 
78
Длина соединительной полосы равна периметру прямоугольника 10 х 5 м,
т.е. 30 м.
Вертикальные стержни размещаются через каждые 2,5 м, всего 12
стержней. Сопротивление соединительной полосы:
RП 
П
2 П l
 ln
2l2
2  100
2  30 2

 ln
 11.6 (Ом)
b  H 2  3.14  30
0.04  0.8
С учетом коэффициента использования соединительной полосы: rП  0,32
RПК 
RП 11,6

 36 (Ом)
rП
0,32
Требуемое сопротивление растеканию вертикальных стержней:
RСТ 
RПК  RИ
36  12

 18 (Ом)
RПК  RИ 36  12
Окончательно определяется число вертикальных стержней. Принимая
предварительно их число равным 12, длину 2.5 м, расстояние между ними 2.5
м, находим коэффициент использования:Rст = 0,52
n
RСТ .ОД .
RСТ  rСТ

56
6
0,52  18
Окончательно принимаем к установке 6 вертикальных электродов
расположенных по контуру ТП.
7.2.2 Расчет мер защиты низковольтного оборудования (зануление)
Основной мерой защиты от поражения электрическим током в сетях
напряжением до 1000 В является зануление, для того чтобы обеспечить
безопасность прикосновения человека к зануленному корпусу в аварийный
период. Цель зануления– быстро отключить электроустановку от сети при
замыкании одной (или двух) фазы на корпус.
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленнойнейтралью с целью
обеспечения автоматического отключения аварийного участка проводимость
фазных и нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы
при замыкании на корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток
короткого замыкания превышающий не менее чем в три раза номинальный ток
плавкого элемента ближайшего предохранителя, а для автоматического
выключателя с номинальным током более 100А – не менее 1,25.[15]
Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 7.2. На схеме
видно, что ток короткого замыкания Iкз в фазном проводе зависит от фазного
79
напряжения сети Uф и полное сопротивление цепи, складывающегося из
полных сопротивлений обмотки трансформатора Zт/3, фазного проводника Zф,
нулевого защитного ппроводникаZн, внешнего индуктивного сопротивления
петли фаза – ноль Хп, и заземления нейтрали трансформатора R0 (рисунок 7.3).
A
В
C
Iкз
0
Iкз
A
R
А- аппаратo защиты (предохранитель или автоматический выключатель);
Rо- заземление нейтрали.
Рисунок 7.2 – Принципиальная схема сети переменного тока с занулением
Zт/3
Zф
Uф
Xп
Iкз
Ro
Рисунок 7.3 – Полная расчетная схема соединения зануления
Поскольку R0 и Rп, как правило, велики по сравнению с другими
элементами цепи, параллельная ветвь, образованная ими создает
незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет
пренебречь им. В то же время такое допущение ужесточает требования к
занулению и значительно упрощает расчетную схему, представленную на
рисунке 7.4.
80
Zт/3
Uф
XX
ф
Rф
Iкз
Xп
Xн
Rн
Рисунок 7.4 – Упрощенная схема зануления
В этом случае выражение короткого замыкания Iкз(А) в комплексной
форме будет:
Iкз = Uф / ( Zм / 3 + Zф + Zн +jХn),
(7.9)
где Uф – фазное напряжение сети, В;
Zт – комплекс полного сопротивления обмоток трехфазного источника
тока (трансформатора), Ом;
Zф = Rф + jХn-комплекс полного сопротивления фазного провода, Ом;
Zн = Rн + jХn – комплекс полного сопротивления нулевого защитного
проводника, Ом;
Rф и Rн – активное сопротивление фазного и нулевого защитного проводников,
Ом;
Хф и Хн – внутренние индуктивные сопротивления фазного и нулевого
защитного проводников, Ом;
Хп – внешнее индуктивное сопротивление контура (петли) фазный проводник –
нулевой защитный проводник (петля – фаза – нуль), Ом;
Zп =Zф +Zн + jХn – комплекс полного сопротивления петли фаза – нуль, Ом.
С учетом последнего:
Iкз = Uф / ( Zм / 3 + Zn),
(7.10)
При расчете зануления принято применять допущения, при котором для
вычисления действительного значения (модуля) тока короткого замыкания Iкз
модули сопротивления обмоток трансформатора и петли фаза – нуль Zт / 3 и Zп
складываются арифметически. Это допущение также ужесточает требования
безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и вносит некоторую
неточность (5%).
Полное сопротивление петли фаза – нуль в действительной форме
определяется из выражения:
81
Zn = (R ф  R н ) 2  (Хф  Х н  Х п ) 2 , Ом .
(7.11)
Формула для проверочного расчета определяется из
и с учетом
коэффициента кратности К тока короткого замыкания определяемого
требованиями к занулению:
К Iн Uф /( Zт/3 + (R ф  R н ) 2  (Х ф  Х н  Х п ) 2 ).
(7.12)
Значение коэффициента К принимается равным К  3 в случае если
электроустановка защищается предохранителями и автоматическими
выключателями имеющими обратнозависимую характеристику от тока. В
случае если электроустановка защищается автоматическим выключателем
имеющим только электромагнитный расцепитель (отсечку) , то для автоматов с
Iн до 100 А , К = 1,4 , а для автоматов с Iн> 100 А, К = 1,25.[12]
Значение полного сопротивления масляного трансформатора во многом
определяется его мощностью, напряжением первичной обмотки, конструкцией
трансформатора.
Для расчета принимается напряжение сети – 0,38 кВ, мощность цехового
трансформатора – 2500 кВА, мощность наиболее удаленного от ТП
электроприемника Р = 30 кВт. Длина кабеля от ТП до ШР-2 и длина провода от
ШР-2 до станка составляет 50 и 20 м соответственно.
ШР
AAШв-1-(395)+(170)
ВA5133,Iнa1=16
0A
AПВ-(325)+(1×16)Т35
ВA51-311,Iнa2 =100A
Рисунок 7.5 – Схема замещения
Определение токов нагрузки и выбор аппаратов защиты:
I дв 
Р
30

 57 А ;
3 U н  cos
3  0,38  0,8
I рпв 
Кп  I дв 57  5

 142,5 А;
Кт
2
82
ЭП
Iна1=160 А; Iна2=100 А.
Определение полных сопротивлений элементов цепи:
а) сопротивление трансформатора для группы соединения Д/У0 – 11
Zт=0,027 Ом
б) сопротивление кабеля, при сечении фазной жилы 95 мм2 и нулевой 70
мм2,Zпфо=0,83 Ом/км.
Zп1= ZпфоL1=0,830,05 = 0,042 Ом,
в) сопротивление провода при сечении фазной жилы 25 мм2 и нулевой 16
мм2,Zпфо=3,8 Ом/км
Zп2= ZпфоL2= 3,8 0,02 = 0,076 Ом.
Определение тока КЗ :
I к1 
I к2 
Uф
Zт  Zп1
3

Uф
Zт  Zп1  Zп2
3
220
0,027
3

 0,042
 4,31кА;
220
0,027  0,042  0,076
3
 1,73кА.
Определение кратности тока
I кз 4310

 26,9;
I на
160
I кз 1730

 17,3.
I нпв 100
Условие IкзIн  К , где Ка = 1,25; Кпв= 3, то 4310 А>1603=480 А и 1730
А > 3 100 = 300 А.
Определение времени срабатывания аппарата защиты: плавкой вставки
определяется по защитной характеристике плавкой вставки /5/, а для автомата
принимается из справочника. Время отключения автоматического выключателя
– 0,2 секунды.
Потенциал корпуса поврежденного оборудования:
Uк1 = IкзZн1 = 4,31 0,056 = 241,4 В
83
где Zн1 – сопротивление нулевой жилы кабеля, Zн1 = Rн1, так как величина
внутреннего индуктивного сопротивления Хн1 алюминиевого проводника
сравнительно мала (около 0,0156 Ом/км).
Rн1 
L
S

0,028  50
 0,056Ом,
25
где  - удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается равной
0,028 Оммм2/м;
S – сечение жилы, мм2;
L – длина проводника, м.
Uк2 = IкзZн2 = 1,73 0,035 = 60,6 В
где Zн2 – сопротивление нулевого провода, Zн2 = Rн2.
Rн3 
L
S

0,028  20
 0,035Ом,
16
Ток, проходящий через тело человека, равен:
I h1 
I h2 
Uк 2 60,6

 60,6 мА.
Rh 1000
Uк1 241,4

 241,4 мА, (7.25)
Rh 1000
(7.26)
Согласно ПУЭ такие величины тока являются допустимыми при времени
воздействия 0,2 секунды, т.е. время срабатывания автоматического
выключателя не превышает допустимых величин.[12]
84
Заключение
Данная дипломная работа посвящена проектированию электроснабжения
алюминиевого завода. В работе были получены следующие основные
результаты.
На основании исходных данных к работе определена суммарная нагрузка
по заводу напряжением 0,4 кВ: Sр=22542,67кВА. Выбрано 10 цеховых
трансформаторов типа ТСЗЛ-2500/10. Произведена компенсация реактивной
мощности на 0,4 кВ с помощью низковольтных батарей конденсаторов типа
УКЛН-0,38-450-150 У3. Определена нагрузка по заводу напряжением 10 кВ на
шинах ГПП с учетом подключенных к шинам ГПП СД, ДСП, ВБК и потерь в
трансформаторах ТП: Sр зав =39396,59кВА.
В работе рассмотрены три варианта схем внешнего электроснабжения
завода, на напряжение 115, 35 и 10кВ. И из них выбран наиболее рациональный
с экономической и технической точки зрения, которым является первый
вариант питания завода, где электроэнергия передается по ЛЭП 115 кВ.
Для принятого варианта выбрано следующее высоковольтное
оборудование: вводные выключатели; секционный выключатель; выключатели
нагрузки; выключатели отходящих линий, выключатели к СД, ДСП, ВБК, а
также силовые кабели к ним. Выбраны измерительные приборы,
трансформаторы тока и напряжения. Был произведен выбор шин ГПП и
изоляторов к ним. Также было выбрано низковольтное оборудование:
автоматы, предохранители, провода.
В
дипломной
работебыла
исследована
несинусоидальность
напряжения.Был произведен расчет высших гармонических составляющих для
1-ой секции шин, для 2-ой секции расчет аналогичен. Представлены основные
источники высших гармоник, способы их снижения. В проекте источником
высших гармоник являются дугосталеплавильные печи. Из расчетов видно, что
батарея конденсаторов перегружена на 261%. Батареи конденсаторов могут
длительно работать при перегрузке их токами ВГ не более чем на 30 %. При
увеличении перегрузки, БК выходят из строя, что приводит к нарушению
электроснабжения предприятия и технологического процесса. По этой причине
рекомендуется устанавливать фильтрокомпенсируещие устройства для
снижения токов ВГ на шинах.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» был произведен анализ
условий труда в компрессорной, расчет зануления и защитного заземления
электрооборудования.
В экономической части дипломной работы был произведенаоценка
экономической
эффективности
схемы
внешнего
электроснабжения
алюминиевого завода.
85
Список литературы
1 Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения
промпредприятий. – М.: Энергоатомиздат, 2001.
2 Живаева О.П. Тергеусизова М.А. Проектирование систем
электроснабжения, 2009
3 Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и
установок: Учебник для проф. учебных заведений. – М.: Высшая школа, 2001
3 Ю.Г. Барыбин, Л.Е. Федоров. Справочник по проектированию
электрических сетей и электрооборудования. – М.: Энергоатомиздат, 2006.
4 Живаева О.П. , Бозжанова Р.Н. Сборник задании Методические
указания к выполнения курсавого проекта 2006
5 Живаева О.П. , Бозжанова Р.Н. Электроснабжение конспект лекции
2006
6 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.
Учебное пособие для ВУЗов. – М.: Энергоатомиздат, 2003
7 Справочник по проектированию электроснабжения. /Под ред. Ю.Г.
Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 2007.
8 Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных
предприятий. Учебник ВУЗов. – М.: Высшая школа, 2001.
9 Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных
предприятий и установок. – М.: Энергоатомиздат, 2000.
10 Основы технологии важнейших отраслей промышленности. Ч1,2. /под
редакцией И.В. Ченцова. – М.: Высшая школа, 2005.
11 Справочная книга для проектирования электрического освещения.
/под редакцией Г.М. Кнорринга. – Л.: Энергоиздат, 2003.
12 Ержанов С.И., Санатова Т.С. Безопасность жизнедеятельности.
Экологический паспорт. Методические указания к выполнению расчета
эколого-экономических показателей в дипломных проектах. – Алматы: АИС,
2000.
13 Белов С.В. Безопасность производственных процессов. Справочник. М.: Высшая школа, 2005.
14 Долин П.А. Основы техники безопасности в электрических
установках. – М.: Энергоатомиздат, 2011.
15 Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок
потребителей . РД 34 РК. 20/03.501/202-04. – Астана, 2004.
16 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и
выбору электрооборудования. РД 153-34.0-20.527-98. – Москва «Издательство
НЦ ЭНАС» 2002.
17 Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических
процессов и производств. Охрана труда. П.П. Кукин, В.Л. Лапин, Н.Л.
Пономарев, Н.Н. Сердюк-М: «высшая школа» 2002.
18Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического
комплекса: Учеб. для вузов. – 2-е изд. – М.: Высш. шк., 2003.
86
Приложение А
Расчеты в программе Eхсel
В данном приложении предоставлен расчет электрических нагрузок по
заводу.
Расчет выполнен в программе MiсrоsоftОffiсeEхсel 2003. При помощи
мастера функций рассчитали осветительные и силовые нагрузки предприятия.
Также был произведен расчет для распределения низковольтной нагрузки по
цеховым ТП. Ниже приведена таблица мощностей по промышленному
предприятию с учетом компенсации реактивной мощности.
Рисунок А4 – Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП
87
Рисунок А1 – Расчет осветительной нагрузки
1
Рисунок А2 – Расчет силовых нагрузок по цехам, U = 0,4кВ
2
Рисунок А3 – Расчет силовых нагрузок по цехам, U = 0,4кВ (продолжение)
3
Рисунок А5 – Расчет уточненной мощности по промышленному предприятию
4
Рисунок А6– Расчет уточненной мощности по промышленному предприятию (продолжение)
5

Розклад занять № 1 на 2-ий семестр 2013;pdf

Положение о порядке рассмотрения обращений граждан;doc

;doc

Сублингвальная иммунотерапия. Настоящее и будущее.;pdf

Закономерности в числах и фигурах;pdf

Управление информации – пресс;doc

Уважаемые господин председатель ! Уважаемые делегаты !;pdf

Сроки приема;doc

ОБРАЗЕЦ ЗАПОЛНЕНИЯ;doc

Конкурс «Молодые таланты - Иркутский государственный;doc

;docx