Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
BO.docx
Скачиваний:
1
Добавлен:
01.05.2025
Размер:
2.08 Mб
Скачать

1

2

3

5

4

7

6

М-1: 3000

1.1.2 Данные для определения максимальной нагрузки механического цеха №5

а) двигатели металлорежущих станков: 120 * 1,3 кВт; 37 * 11 кВт;

7 * 27,5 кВт; 2 * 40кВт

б) двигатели вентиляторов: 3 * 8 кВт; 4 * 15 кВт; 2 * 10 кВт; 30 * 0,9 кВт

в) двигатели транспортёров: 5 * 12 кВт; 3 * 7 кВт; 15 * 6 кВт

г) двигатели кранов: 2 * 3 кВт; 4 * 15 кВт; 4 * 25 кВт

д) двигатели металлообрабатывающих станков: 15 * 6 кВт; 96 * 3 кВт;

105 * 1,8 кВт; 7 * 12 кВт

е) освещение: 70 кВт

1.1.3 Данные для определения нагрузок завода

1 Заводоуправление - 110 кВт

2 Механический цех №1 - 1300 кВт

3 Механический цех №2 - 2100 кВт

4 Цех холодной штамповки - 1700 кВт

5 Механический цех №5 - --------

6 Котельная - 300 кВт

7 Насосная станция - 230 кВт

1.1.4 Питание завода осуществляется от подстанции энергосистемы, на которой установлено 2 трех обмоточных трансформатора с напряжением 110/38,5/10,5 кВ по 40 МВА. Расстояние от питающей подстанции до завода – 10 км. Местность населённая.

Суточные графики нагрузки по продолжительности.

  1. Суточный график нагрузки в рабочие дни зимой.

  2. Суточный график нагрузки в рабочие дни летом.

  3. Суточный график нагрузки в выходные (праздничные) дни.

1.2 Методы проектирования

Основными группами электроприёмников являются светильники всех видов искусственного света, электродвигатели производственных механизмов, сварочные установки, печные и силовые трансформаторы, электрические печи и др.

По напряжению электроприёмники классифицируют на две группы:

1) электроприёмники, которые могут получать питание непосредственно от сети 3,6 и 10 кВ;

2) электроприёмники, питание которых экономически целесообразно на напряжении 380 - 660 В.

По роду тока различают электроприёмники, работающие:

  • от сети переменного тока нормальной промышленной частоты (50 Гц);

  • от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты;

  • от сети постоянного тока

По виду преобразования электроэнергии приёмники подразделяют на электроприводы, электротехнические установки и электроосветительные установки.

По общности технологического процесса электроприёмники можно разделить на производственные механизмы, общепромышленные установки, электронагревательные и электролизные установки.

По режиму работы электроприёмники делят на три, группы для которых предусматривают три режима работы: продолжительный, кратковременный, повторно-кратковременный.

По обеспечению надёжности электроснабжения электроприёмники разделяют на три категории:

1 электроприёмники I категории, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса.

2 электроприёмники II категории, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих мест, механизмов и промышленного транспорта.

3 электроприёмники III категории - электроприёмники несерийного производства продукции, вспомогательные цеха, коммунально-хозяйственные потребители.

Различают следующие графики активных и реактивных нагрузок: суточные и годовые по продолжительности, характерные для отдельных отраслей промышленности.

Отметим особенности выполнения электрических сетей для некоторых отраслей промышленности.

В химической и нефтеперерабатывающей промышленности большинство потребителей обычно относятся к первой категории, перерыв в питании которых приводит к длительному расстройству технологического процесса.

Кроме того, наличие взрывоопасных, коррозионных и загрязненных цехов требует выполнение электрических сетей с повышенной степенью надежности.

Поэтому здесь применяют прокладку кабелями или проводами с механической защитой и с подключением потребителей по радиальной схеме к распределительным щитам, имеющим автоматическое включение резервного питания.

В машиностроительной промышленности потребители преимущественно относятся ко второй и третьей категориям и допускают отключения.

Провалы в суточном графике достигают для отдельных видов промышленности 60-40% средней суточной нагрузки.

Нагрузки первой категории состовляют незначительную долю. К ним в основном относятся электроприводы дутья вагранок, разливочные краны литейных цехов, пожарные насосы, часть установок электросварки и электропечей, устройства связи и сигнализации.

Большая часть электроприводов малой мощности для металлообрабатывающих станков равномерно распределена по всей площади цеха, что предопределяет технико-экономическую целесообразность выполнение сети шинопроводами.

Режим работы потребителей электроэнергии изменяется в часы суток, дни недели и месяцы года, при этом изменяется и нагрузка всех звеньев системы энергоснабжения.

Эти изменения изображают в виде графиков нагрузок, на которых откладывают активные и реактивные нагрузки, а так же время, в течении которого удерживаются эти нагрузки.

Чтобы характеризовать работу отдельных установок и устройств в течении года, необходимо иметь основные суточные графики года – зимний и летний.

Наибольшую нагрузку по суточному графику называют максимальной суточной нагрузкой.

Площадь суточного графика представляет собой количество электроэнергии, выработанной или потребляемой данной установкой за сутки.

Систематическое наблюдение за графиками нагрузки и правильное их построение обеспечивают повышение энергетических показателей при эксплуатации энергетического хозяйства промышленных предприятий.

Суточные графики могут быть построены для отдельных звеньев системы электроснабжения, а также для всей энергетической системы или её части, обеспечивающей электроэнергией определённый район.

Максимальный Рmax и минимальный Pmin годовыми нагрузками являются соответственно нагрузки зимнего и летнего графиков, которые учитываются при выборе мощности трансформаторов.

Годовой график по продолжительности показывает длительность работы электроустановки в течение года с различными нагрузками.

2 Расчётная часть

2.1 Построение годового графика нагрузки по продолжительности

Основными величинами, определяющими выбор всех элементов системы электроснабжения, являются электрические нагрузки промышленных предприятий. По этим величинам рассчитываются и выбираются линии электроснабжения – внешнего и внутреннего, трансформаторные подстанции и прочие элементы системы. Правильное определение электрических нагрузок – решающий фактор при проектировании и эксплуатации элементов системы электроснабжения.

В цехах промышленных предприятий имеются самые различные приёмники электрической энергии по мощности и режиму работы, что необходимо учитывать для правильного выбора отдельных элементов системы электроснабжения.

В любое время суток определить нагрузки можно по суточным графикам нагрузки. Различают:

а) летний суточный график нагрузки

б) зимний суточный график нагрузки

По суточным графикам нагрузки строится годовой график нагрузки, для чего определяется число часов работы предприятия с потреблением определённой мощности. Годовой график представляет собой спадающую ломаную прямую.

Площадь, ограниченная этой линией – потребляемая энергия. Определённые из графиков расчётные величины используются в курсовом проектировании для дальнейших расчётов. По графику определяются для различных режимов работы (зима, лето, выходные) расчётные величины, необходимые при выборе элементов системы.

Годовой график нагрузки в рабочие дни зимой

100%

9*365=3285 ч

3285*100=328500

90%

3*365=1095 ч

1095*90=98550

85%

3*365=1095 ч

1095*85=93075

80%

2*365=730 ч

730*80=58400

75%

1*365=365 ч

365*75=27375

65%

6*365 =2190 ч

2190*65=142350

8760 ч

748250

(1)

Следовательно, из формулы (1) имеем:

(2)

Следовательно, из формулы (2) имеем:

(3)

Следовательно, из формулы (3) имеем:

Годовой график нагрузки в рабочие дни летом

70%

2*365=730 ч

730*70=51100

60%

6*365=2190 ч

2190*60=131400

55%

3*365=1095 ч

1095*55=60225

50%

5*365=1825 ч

1825*50=91250

40%

8*365=2920 ч

2920*40=116800

8760 ч

450775

Следовательно, из формулы (1) имеем:

Следовательно, из формулы (2) имеем:

Следовательно, из формулы (3) имеем:

Годовой график нагрузки в выходные (праздничные) дни

35%

3*365=1095 ч

1095*35=38325

30%

11*365=4015 ч

4015*30=120450

25%

10*365=3650 ч

3650*25=91250

8760 ч

250025

Следовательно, из формулы (1) имеем:

Следовательно, из формулы (2) имеем:

Следовательно, из формулы (1) имеем:

Зависимость потребления активной мощности по времени, представленная на графике с целью упрощения построения годового графика нагрузки по продолжительности, принимается одинаковой для всех подстанций завода и для предприятия в целом.

График строится по данным суточного графика определением времени использования % нагрузок и представляет собой ломанную прямую линию.

1 – годовой график нагрузки зимой

2 – годовой график нагрузки в рабочие дни летом

3 – годовой график нагрузки в выходные и праздничные дни

2.2 Расчёт электрических нагрузок цеха №5

1) Первым и основополагающим этапом проектирования систем электроснабжения является определение ожидаемых расчётных значений электрических нагрузок, которые не подсчитываются простым суммированием установленных номинальных мощностей. Максимальная расчётная нагрузка, потребляемая электроприёмниками, всегда меньше суммы номинальных мощностей и подсчитывается одним из рекомендованных методов в зависимости от исходных данных для расчётов.

2) При определении расчётных электрических нагрузок можно пользоваться различными методами:

2.1 упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума)

2.2 удельного потребления электроэнергии на единицу продукции

2.3 метод коэффициента спроса

2.4 удельной мощности на электронагрузки на 1 м2 производственной площади

3 Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительства, перерасходу проводникового материала сетей и неоправданному увеличению мощностей трансформаторов и прочего электрооборудования. Занижение может привести к уменьшению пропускаемой способности электрической сети к лишним потерям мощности, перегреву проводов, кабелей и трансформаторов, сокращению срока их службы.

4 Основным методом расчёта электрических нагрузок промышленных предприятий, при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения, является метод упорядоченных диаграмм, рекомендованный методологической литературой (“Временные руководящие указания по определению электрических нагрузок промышленных предприятий”). Метод применяется при расчёте рассредоточенной нагрузки, когда известны номинальные данные всех электроприёмников, независимо от их числа. Для больших групп приёмников, разных по мощности и режиму работы, подсчёт суммированных расчётных нагрузок затруднителен. Для упрощения расчётов вводят понятие эффективного числа приёмников – nЭФ.

Эффективным числом приёмников называется – число одинаковых по режиму работы и по мощности электроприёмников, которые обеспечивают тот же расчётный максимум, что и группа различных по мощности и режиму работы электроприёмников.

Расчёт электрических нагрузок производится по формулам:

(4)

КИ = ≤ 0.2 (5)

nЭф = nЭФ* * n (6)

(7)

(8)

КС = КМ * КИ (9)

РР = КС * РУСТ (10)

(11)

QР = РР * (12)

(13)

(14)

(15);

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

Таблица №1

№ п/п

Наименование группы потребителей

Дано

Рассчитать

Руст

Ки

n эф

Км

Кс

Рр

Qp

Sp

Ip

кВт

-

-

шт

-

-

кВт

-

квар

КВА

А

1)

Двигатели металлорежущих станков

120

X

1,3

0,12

0,4

64

1.282

0,1538

128,5

2,29

294,2

321,09

463,68

37

X

11

7

X

27,5

2

X

40

166

-

835,5

2)

Двигатели вентиляторов

3

4

Х

Х

8

15

0,6

0,8

18

1,65

0,7

91,7

0,745

68,3

114,3

165,4

2

30

Х

Х

10

0,9

39

-

131

3)

Двигатели транспортёров

5

15

3

Х

Х

Х

12

6

7

0,55

0,75

23

1,63

0,64

109,4

0,882

96,5

145,8

210,5

23

-

171

4)

Двигатели кранов

2

Х

3

0,1

0,5

9

2,56

0,265

42,5

1,73

73,5

84,9

122,68

4

Х

15

4

Х

25

10

-

166

5)

Двигатели металлообрабатывающих станков

15

Х

6

0,14

0,5

157

1,146

0,16

104,1

1,73

180,2

208,1

300,68

96

Х

3

105

X

1.8

7

Х

12

223

-

651

6)

Освещение

70

0,85

0,95

-

-

0,85

59,5

0,328

19,5

62,6

90,4

2024,5

535,7

732,3

907,3

1353,3

Расчеты:

1) Двигатели металлорежущих станков

Следовательно, из формулы (4) имеем:

Следовательно, из формулы (5) имеем:

КИ = 0,12 < 0.2 5 способ расчёта

Следовательно, из формулы (16) имеем:

Следовательно, из формулы (17) имеем:

Следовательно, из формулы (18) имеем:

Следовательно, из формулы (15) имеем:

P* n*

0.35

0.326

0.3

0.05

0.33

 0.36

0.41

0.054

0.38

0.06

0.38

 0.42

0.47

Следовательно, из формулы (6) имеем:

nЭФ=0,38 * 166 = 63,08 nЭФ = 64

Kи nэф

0.1

0.12

0.15

60

1.32

1.292 

1.25

64

1.282

100

1.21

 1.194

1.17

Следовательно, из формулы (8) имеем:

Следовательно, из формулы (15) имеем:

;

;

Следовательно, из формулы (9) имеем:

КС = КИ * КМ = 1,282 * 0,12 = 0,1538

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,1538 * 835,5 =128,5 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

2) Двигатели вентиляторов

Следовательно, из формулы (4) имеем:

;

Следовательно, из формулы (5) имеем:

КИ = 0,6 > 0.2 4 способ расчёта

Следовательно, из формулы (7) имеем:

nэф=18

Следовательно, из формулы (8) имеем:

Kи nэф

0.6

16

1.18

18

1.65

20

1.15

Следовательно, из формулы (15) имеем:

Следовательно, из формулы (9) имеем:

КС = КИ * КМ = 1,165 * 0,6 = 0,7

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,7 * 131 = 91,7 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

3) Двигатели транспортеров

Следовательно, из формулы (4) имеем:

;

Следовательно, из формулы (5) имеем:

КИ = 0,55 > 0.2 3 способ расчёта

nэф=n=23;

Следовательно, из формулы (8) имеем:

Kи nэф

0.5

0.55

0.6

20

1.2

1.175

1.15

23

1.163

25

1.17

1.155

1.14

Следовательно, из формулы (15) имеем:

Следовательно, из формулы (9) имеем:

КС = КИ * КМ = 1,163 * 0,55 = 0,64

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,64 * 171 =109,4 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

4) Двигатели кранов

Следовательно, из формулы (4) имеем:

;

Следовательно, из формулы (5) имеем: КИ = 0,1 < 0.2 5 способ расчёта

Следовательно, из формулы (16) имеем:

Следовательно, из формулы (17) имеем:

P* n*

1

0.96

0.95

0.8

0,76

0.81

0,83

Следовательно, из формулы (18) имеем:

Следовательно, из формулы (15) имеем:

Следовательно, из формулы (6) имеем:

nЭФ=0,81 * 10 = 8,1 nЭФ = 9

Kи nэф

0.1

9

2.56

Следовательно, из формулы (8) имеем:

Следовательно, из формулы (9) имеем:

КС = КИ * КМ = 2,56 * 0,1 = 0,256

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,256 * 166 = 42,5 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

5) Двигатели металлообрабатывающих станков

Следовательно, из формулы (4) имеем:

;

Следовательно, из формулы (5) имеем: КИ = 0,14 < 0.2 5 способ расчёта

Следовательно, из формулы (16) имеем:

Следовательно, из формулы (17) имеем:

Следовательно, из формулы (18) имеем:

P* n*

0.3

0.267

0.25

0.08

0.57

 0.64

0.68

0.098

0.7

0.1

0.66

0.726

0.76

Следовательно, из формулы (15) имеем:

Следовательно, из формулы (6) имеем:

nЭФ = 0,7 * 223 = 156,1 nЭФ = 157

Следовательно, из формулы (8) имеем:

Следовательно, из формулы (15) имеем:

Kи nэф

0.1

0.14

0.15

140

1.17

1.154

1.15

157

1.146

200

1.15

 1.126

1.12

;

;

Следовательно, из формулы (9) имеем:

КС = КИ * КМ = 1,46 * 0,14 = 0,16

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,16 * 651 = 104,16 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

6) Освещение

Кс=Ки=0,85;

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КС * РУСТ = 0,85 * 70 = 59,5 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

Следовательно, из формулы (19) имеем:

Следовательно, из формулы (20) имеем:

Следовательно, из формулы (21) имеем:

Следовательно, из формулы (22) имеем:

2. 3 Составление схемы электроснабжения цеха №5

Однолинейная схема

ГЩР

ЩР1 ЩР2 ЩР3 ЩР4 ЩР5 ЩР6

120*1,3

37*11

7*27,5

2*40

3*8

4*15

2*10

30*0,9

5*12

3*7

15*6

2*3

4*15

4*25

15*6

96*3

105*1,8

7*12

70

Двиг. мет. реж. Двиг. Двиг. Двиг. Двиг. мет. Осве-

станков. вент. тр-ов кранов. обр. станков щение

ГЩР располагается как можно ближе к центру нагрузок. За центр нагрузок принимается геометрический центр цеха.

(23)

1) ГЩР – ЩР1: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IР = 463,68 (А) cosφ=0.4

2) ГЩР – ЩР2: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IР = 165,4 (A)

3) ГЩР – ЩР3: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IP = 210,5 (A)

4) ГЩР – ЩР4: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IP = 122,68 (A)

5) ГЩР – ЩР5: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IP = 300,68 (A)

6) ГЩР – ЩР6: Следовательно, из формулы (23) имеем:

IP = 90,4 (A)

План силовых сетей цеха № 5

Масштаб 1:1500

ЩР3

ЩР4

ЩР5

ЩР1

ЩР6

ГЩР

2.4 Расчёт электрических нагрузок завода

1 Заводоуправление

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 0,85 * 110 = 93,5 (кВт)

tgφ=0 => Sp=Pp

Следовательно, из формулы (14) имеем:

Таблица №2

Наименование

Дано

Рассчитать

кВт

-

-

кВт

-

квар

кВА

кА

1

Заводоуправление

110

0,85

1

93,5

-

-

93,5

0,142

2

Механический цех №1

1300

0,14

0,5

182

1,73

314,86

363,67

0,55

3

Механический цех №2

2100

0,16

0,5

336

1,73

581,28

671,4

1,021

4

Цех холодной штамповки

1700

0,12

0,65

204

1,17

238,68

313,68

0,4768

5

Механический цех №5

2024,5

-

-

535,76

-

732,28

907,34

1,353

6

Котельная

300

0,7

0,8

210

0,75

157,5

262,5

0,3988

7

Насосная станция

230

0,8

0,8

184

0,75

138

230

0,35

 

7764,5

-

-

1745,26

-

2162,6

2778,98

-

2 Механический цех №1

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 1300 * 0,14 = 182 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

3 Механический цех №2

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 2100 * 0,16 = 336 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

4 Цех холодной штамповки

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 1700 * 0,12 = 204 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

5 Механический цех №5

данные с таблицы п. 2. 2

6 Котельная

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 300 * 0,7 = 210 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

7 Насосная станция

Следовательно, из формулы (10) имеем:

РР = КИ * РУСТ = 230 * 0,8 = 184 (кВт)

Следовательно, из формулы (12) имеем:

Следовательно, из формулы (13) имеем:

Следовательно, из формулы (14) имеем:

Следовательно, из формулы (19) имеем:

Следовательно, из формулы (20) имеем:

Следовательно, из формулы (21) имеем:

(квар)

Следовательно, из формулы (22) имеем:

.

2.5.1 Выбор силовых сетей цеха №5

Выбор кабеля производится от потребителя к источнику питания.

Таблица №3

Потребитель

IP (А)

Длина кабеля, , км

ЩР1

463,68

0,4

0,0705

ЩР2

165,4

0,8

0,153

ЩР3

210,5

0,75

0,255

ЩР4

122,68

0,5

0,222

ЩР5

300,68

0,5

0,138

ЩР6

90,4

0,95

0,06

1 Выбираем кабель от гщр до щр1

IP = 463,68 (А) ; 0,4 ;

(24)

Следовательно, из формулы (24) имеем:

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S=120 мм2

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 260 (А) > =231,84 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

(25)

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,154 * 0,4 + 0,9165 * 0,0602) * 231,84 * 0,0705 = 0,87 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки 4 АБГ 3 х 120 + 1 х 70.

2) Выбираем кабель от гщр до щр2

IP = 165,4 (А) ; 0,8 ; =0,153 (км)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S=70 мм2

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 185 (А) > =165,4 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,265 * 0,8 + 0,0612 * 0,6) * 165,4 * 0,153=2,87 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБГ 3 x 70 + 1 x 35.

3) Выбираем кабель от гщр до щр3

IP = 210,5 (А) ; 0,75 ; =0,255 (км)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S=95 мм2

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 215 (А) > =210,5 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,195* 0,75 + 0,0602 * 0,672) * 210,5 * 0,255 = 4,56 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБГ 3 х 95 + 1 х 50.

4) Выбираем кабель от гщр до щр4

IP = 122,68 (А) ; 0,5 ; =0,222 (км)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S= 50 мм2

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 145 (А) > =122,68 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,37 * 0,5 + 0,0625 * 0,866) * 122,68 * 0,222 = 2,96 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБГ 3 x 50 + 1 x 25

5) Выбираем кабель от гщр до щр5

IP = 300,68 (А) ; 0,5 ; =0,138 (км)

а) Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S= 185 мм2

Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 340 (А) > =300,68 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,1 * 0,5 + 0,0596 * 0,866) * 300,68 * 0,138 = 1,9 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБГ 3 х 185 + 1 х 95.

6) Выбираем кабель от гщр до щр6

IP = 90,4 (А) ; 0,95 ; =0,06 (км)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S= 25 мм2

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 100 (А) > =90,4 (А)

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,4558 * (0,74 * 0,95 + 0,0662 * 0,312) * 90,4 * 0,06 = 1,77 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБГ 3 х 25 + 1 х 16.

2.5.2 Выбор коммутационных аппаратов потребителей цеха №5

Провода и кабели, выбранные по номинальному или максимальному току, в нормальном режиме могут испытывать нагрузки, значительно превышающие допустимые из-за перегрузок электроприёмников, а также при однофазных и межфазных К.З., поэтому как электроприёмники, так и участки сети должны защищаться защитными аппаратами: плавкими предохранителями, автоматическими выключателями, магнитными пускателями.

Главные функции аппаратуры защиты:

  • включение и отключение электроприёмников и электрических цепей;

  • электрическая защита их от перегрузки, коротких замыканий, понижения напряжения или самозапуска.

Аппарат может быть предназначен для выполнения как одной, так и нескольких из указанных функций, что определяет его конструкцию и схему соединения.

Плавкие предохранители применяют в основном для защиты электроприёмников, проводов и кабелей от токов К. З.

Так как плавкие предохранители не защищают кабельные линии от перегрузки, то к установке принимаем автоматические выключатели. Они предназначены для замены рубильников и предохранителей. Для выполнения защитных функций автоматы снабжаются либо только тепловыми или электромагнитными расцепителями, либо комбинированными (тепловыми и электромагнитными). Тепловые расцепители осуществляют защиту от токов перегрузки, а электромагнитные – от токов К. З.

1 Автоматические выключатели А-3700 выпускают в следующих исполнениях:

  1. Токоограничивающие (А-3710Б – А-3740Б) с полупроводниковым и электромагнитным расцепителем максимального тока на токи 40 – 630 А

  2. Токоограничивающие (А-4711Б – А-3742Б) с электромагнитным расцепителем максимального тока на токи 160 – 630 А

  3. Селективные (А-3733С – А-3744С) с полупроводниковыми расцепителями максимального тока 250 – 630 А

Автоматические выключатели А-3700Ф. Их выпускают в фенопластовых корпусах, термобиметаллическими и электромагнитными расцепителями и применяют вместо автоматических выключателей серии А-3700.

2 Автоматический выключатель, моторный (АВМ). Выполняются на токи от 400 до 2000 А. В типе автомата указан номинальный ток, обозначаемый цифрой в сотнях ампер. АВМ выполняются селективными и неселективными, о чём говорит буква “С” или “Н”. Селективные выключатели – замедленного действия.

3 Автоматические выключатели типа “Э” – “Электрон”. Предназначены для электроустановок постоянного тока до 400 В и переменного тока до 660 В. Их выпускают двух типов: замедленного (селективного) и мгновенного действия. Выключатели “Электрон” Э06 на токи 250 – 630 А изготавливают с ручным и электромагнитным приводом включения. Выключатели “Электрон” Э16 – Э40 на токи 166 – 4000 А изготавливают с дистанционным электродвигательным приводом на напряжения 110 – 220 В.

При выборе автоматов необходимо учесть, что номинальный ток автомата должен быть больше расчётного тока. Должно выполняться соотношение:

IHOM > IТЕП . РАСЦ . > IРАСЧ .

По данным пункта 2.2 расчётной части проведём выбор автоматов, устанавливаемых на ГЩР.

Одновременная защита питающих линий от перегрузки и коротких замыканий обеспечивается применением выбранных автоматов с комбинированным расцепителем.

Таблица №4

№ п/п

Наименование потребителя

 I н

I р 

I т. р. 

I э. р. 

Тип автомата

А

А

А

кА

 

1

Дв-ли металлорежущих станков (ЩР1)

630

463,68

504

40

Э06С

2

Дв-ли вентиляторов (ЩР2)

250

165,4

200

40

Э06С

3

Дв-ли транспортёров (ЩР3)

250

210,5

225

40

Э06С

4

Дв-ли кранов (ЩР4)

250

122,68

200

40

Э06С

5

Дв-ли металлообрабатывающих станков (ЩР5)

400

300,68

320

40

Э06С

6

Освещение (ЩР6)

250

90,4

200

40

Э06С

7

Механический цех №5 (ГЩР)

1600

1353,3

1360

45

Э16В


ГЩР цеха №5

ГЩР Э16В

Э06С Э06С Э06С Э06С Э06С Э06С

ЩР1

ЩР3

ЩР2

ЩР4

ЩР5

ЩР6

2.6 Определение расчётной мощности предприятия

Все данные, необходимые для определения расчётной мощности предприятия берутся из п. 2.4 КП и сводятся в таблицу. В таблицу заносятся величины, используемые для дальнейших расчётов в курсовом проекте.

Руст – установленная мощность, необходимая для определения мощности оборудования в случае его замены.

Рр – расчётная мощность, необходимая для определения в первую очередь расчётного тока, а также для расчёта коэффициента мощности цехов или предприятия в целом.

Ip – расчётный ток – служит для расчёта силовых сетей и коммутационной аппаратуры.

Qp – расчётная реактивная мощность – служит для расчёта мощности компенсирующего устройства.

Sp – полная расчётная мощность – служит для расчёта мощности трансформаторов на подстанциях цехов ГПП.

Следовательно, из формулы (19) имеем:

Следовательно, из формулы (20) имеем:

Следовательно, из формулы (21) имеем:

(квар)

Следовательно, из формулы (22) имеем:

.

(27)

Следовательно, из формулы (27) имеем:

Таблица №5

№ п/п

Наименование

Ip

-

кВт

кВт

квар

КВА

КА

1

Заводоуправление

1

110

93,5

-

93,5

0,142

2

Механический цех №1

0,5

1300

182

314,86

363,67

0,55

3

Механический цех №2

0,5

2100

336

581,28

671,4

1,021

4

Цех холодной штамповки

0,65

1700

204

238,68

313,68

0,4768

5

Механический цех №5

0,58

2024,5

535,76

732,28

907,34

1,353

6

Котельная

0,8

300

210

157,5

262,5

0,3988

7

Насосная станция

0,8

230

184

138

230

0,35

0,628

7764,5

1745,26

2162,6

2778,98

-

Кабельные линии прокладываются в местах, где затруднено строительство ВЛ.

2.7 Выбор напряжения, рода тока и типа питающей линии

Чтобы обеспечить электроэнергией промышленные предприятия, не имеющие своей ТЭЦ, требуется присоединить это предприятие к сетям энергосистемы с последующим распределением электроэнергии внутри предприятия и по отдельным цехам.

Существует следующая классификация сетей электроснабжения:

а) сети внешнего электроснабжения – от места присоединения к энергосистеме до приемных пунктов на предприятиях

б) сети внутреннего электроснабжения – внутризаводские, межцеховые, внутрицеховые.

Выбор напряжения.

Выбор напряжения основывается на сравнении технико-экономических показаний различных вариантов, но этот метод очень сложный и по этому выбирать напряжение будем более простым методом. Полная расчетная мощность Sр = 2778,98 кВА, расстояние по заданию 10 км и поэтому по таблице рациональных напряжений питающей линии принимаем напряжение питающей линии U = 35 кВ.

Выбор рода тока.

Напряжение питающей линии U = 35 кВ, то выбираем трехфазную линию с изолированной нейтралью, переменный трехфазный ток промышленной частоты f = 50 Гц.

Выбор типа питающей линии.

Для внешнего электроснабжения предприятия обычно применяется воздушная линия.

Воздушная линия – это устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам. Так как на предприятии есть потребители первой категории, то линия будет двухцепная.

Исходные данные для выбора элементов питания.

L = 10 км ; S р = 2778,98 кВА; U = 35 кВ

I Выбор проводов

1) Определение расчетного тока предприятия

(28)

Следовательно, из формулы (29) имеем:

2) Предварительно выбираем сечение провода по Iдд.

Iдд = 175 А > IP = 45.84 A

Предварительно выбираем сечение провода 35 мм2. АС – 35.

  1. Согласно ПУЭ по механической прочности для воздушных линий свыше 1000 В, проходящих по населённой местности, допускается провод А – 70 или АС – 50. Так как предварительно выбранное сечение провода АС – 35 не проходит по механической прочности, то принимаем провод АС – 70.

  2. Проверяем выбранное сечение по падению напряжения

Следовательно, из формулы (25) имеем:

= 0,0049 (0,47 * 0,628 + 0,24 * 0,77) * 45.84 *10 = 1.07 %

Окончательно принимаем провод АС – 70.

Выбор изоляторов и вида опор.

Для внешнего электроснабжения завода принимаем железобетонные опоры ЛЭП 35 кВ, на которых устанавливаем гирлянды из подвесных изоляторов типа П – 4,5, число изоляторов в гирлянде – 2.

Выбранная линия соединяет источник питания РТП с главной понизительной подстанцией ГПП завода.

2.8 Схема внутреннего электроснабжения завода

При проектировании системы электроснабжения предприятия одной из важнейших задач является определение местонахождения ГПП, ГРП и ТП на территории промышленного предприятия.

Правильно выбранное местонахождение ГПП, ГРП и ТП позволит построить систему внутреннего электроснабжения так, чтобы капитальные затраты были минимальны.

1 Для определения местоположения ГПП на генплане строится картограмма нагрузок, которая представляет собой ряд концентрических окружностей, радиус которых определяется в зависимости от нагрузок.

(30)

Следовательно, из формулы (30) имеем:

Так как масштаб недостаточен для наглядности, то принимаем масштаб 5 : 1.

=5,45 * 5 = 27,25 (мм) = 10.7 * 5 = 53.5 (мм)

= 14.6 * 5 = 73 (мм) = 9,99 * 5 = 49.95 (мм)

= 16.99 * 5 = 84.95 (мм) = 9,14 * 5 = 45,7 (мм)

= 8.55 * 5 = 42.75 (мм)

y

Определение центра нагрузок

х1 = 82.5 м

y1 = 502.5 м

SP1 = 93.5 кВА

х2 = 247.5 м

y2 = 480 м

SP2 = 363.67 кВА

х3 = 367.5 м

y3 = 427.5 м

SP3 = 671.4 кВА

х4 = 337.5 м

y4 = 255 м

SP4 = 313.68 кВА

х5 = 105 м

y5 = 315 м

SP5 = 907.34 кВА

х6 = 52.5 м

y6 = 52.5 м

SP6 = 262.5 кВА

х7 = 262.5 м

y7 = 97.5 м

SP7 = 230 кВА

2778.98 кВА

(31)

Следовательно, из формулы (31) имеем:

(32)

Следовательно, из формулы (32) имеем:

Определение сектора осветительной нагрузки цеха №5

(33)

Следовательно, из формулы (33) имеем:

y

2

1

3

5

4

7

6

2.9 Выбор типа цеховых подстанций, числа мощности трансформаторов

ТП являются основным звеном системы электроснабжения. Основными типами ТП промышленных предприятий являются:

I Заводские подстанции:

  1. Главная понизительная подстанция (ГПП) с открытым РУ для питания цеховых и межцеховых подстанций

  2. Распределительные пункты (РП) и отдельно стоящие ТП с закрытыми РУ

II Цеховые подстанции для питания одного или нескольких цехов

  1. Отдельно стоящие

  2. Встроенные и пристроенные

  3. Внутрицеховые

Число и мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности трансформаторов. Коэффициент загрузки определяется по формуле (34) и должен быть равен 0,6 – 0,8.

1 Трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше принимаются в порядке исключения в том случае, если нельзя принять вариант с установкой трансформаторов меньшей мощности из-за усложнения РУ.

2 Трансформаторы, устанавливаемые на ТП завода, следует принимать по возможности одинаковой мощности, так как в случае выхода из строя трансформатора облегчается их замена из складского резерва, который можно уменьшить.

3 должно быть одинаковым, так как это является условием их параллельной работы.

4 Трансформаторы на ТП используются для питания силовых и осветительных нагрузок одновременно, поэтому необходимо мощность трансформаторов выбирать с учетом допускаемых колебаний напряжения при пуске наиболее мощного двигателя.

5 При выборе трансформаторов на ГПП необходимо мощность трансформатора выбирать так, чтобы один трансформатор обеспечивал питание всех потребителей.

На основании пункта 2.8 КП выбираем трансформаторы ПС.

1) ТП1- отдельно стоящая, предназначенная для питания Заводоуправления, Механического цеха №1 и Механического цеха №2, так как данные потребители являются потребителями II и III категории, то на ТП достаточно установить два трансформатора.

Определяем центр нагрузок этих потребителей, то есть месторасположение ТП:

(35)

Следовательно, из формулы (35) имеем:

( м )

(36)

Следовательно, из формулы (36) имеем:

(37)

Следовательно, из формулы (37) имеем:

(кВА)

(кВА)

Следовательно, из формулы (34) имеем:

2) ТП2- отдельно стоящая, предназначенная для питания механического цеха №5, Цеха холодной штамповки, Котельной и Насосоной станции, так как данные потребители являются потребителями II и III категории, то на ТП достаточно установить два трансформатора.

х4 = 337.5 м

y4 = 255 м

SP4 = 313.68 кВА

х5 = 105 м

y5 = 315 м

SP5 = 907.34 кВА

х6 = 52.5 м

y6 = 52.5 м

SP6 = 262.5 кВА

х7 = 262.5 м

y7 = 97.5 м

SP7 = 230 кВА

Следовательно, из формулы (35) имеем:

( м )

Следовательно, из формулы (36) имеем:

( м )

Следовательно, из формулы (37) имеем:

(кВА)

(кВА)

Следовательно, из формулы (34) имеем:

6) Выбор трансформатора на ГПП

(кВА) (кВА)

Следовательно, из формулы (34) имеем:

Картограмма нагрузок предприятия

1

2

3

ТП1

ГПП

5

4

ТП2

7

6

М-1: 3000

2.10 Выбор питающих проводов и кабелей в схеме электроснабжения от гпп до тп.

Системы электроснабжения разделены на систему внешнего электроснабжения и систему внутреннего электроснабжения.

Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания и т. д.

Электроснабжение промышленного объекта может осуществляться от собственной электростанции, от энергосистемы, а также от энергосистемы при наличии собственной электростанции, работающей с ней параллельно.

Мощность трансформаторов ГПП и сечение проводов линии выбирают так, чтобы в случае отключения одной линии и трансформатора, вторая линия и трансформатор обеспечивали бы питание предприятия с коэффициентом загрузки трансформатора - 0,6-0,8 что обеспечит бесперебойную работу потребителя при любых режимах работы.

Для внутреннего электроснабжения выбираем высоковольтные кабели. Данные для расчета определены в п. 2.6. КП. Длина трассы кабеля находится по картограмме нагрузок с учетом выбранного масштаба, измерение длины от центра ГПП до центра ТП:

l=m * n

Расчетный ток находится по формуле: (38)

Для схемы внутреннего электроснабжения принято кВ

1. Выбираем кабель от гпп до тп1

Следовательно, из формулы (23) имеем:

( м )

(39)

Следовательно, из формулы (39) имеем:

Следовательно, из формулы (38) имеем:

( А )

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 95 (А) > =65,23 (А)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S=16 мм2

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

=0,0173 * (1.16 * 0,54 + 0,0675 * 0,828) * 65,23 * 0,116 = 0,09 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБ 3 х 16.

2. Выбираем кабель от гпп до тп2

Следовательно, из формулы (23) имеем:

( м )

Следовательно, из формулы (39) имеем:

Следовательно, из формулы (38) имеем:

( А )

а) Предварительно определяем сечение жилы кабеля по IДД

IДД = 120 (А) > =99,04 (А)

Предварительно выбираем сечение Cu жилы кабеля S=25 мм2

б) Выбранное сечение жилы кабеля проверяем по

Следовательно, из формулы (25) имеем:

=0,0173 * (0,74 * 0,66 + 0,0662 * 0,75) * 99,04 * 0,2418 = 0,223 %

Выбранное сечение проходит по , поэтому к прокладке принимаем кабель марки АБ 3 х 25.

Таблица №6

Потребитель

Cos 

ТП1

1600

1128,57

0,54

0,1161

65,23

ТП2

2500

1713,52

0,66

0,2418

99,04

2.11 Расчёт мощности и выбор компенсирующего устройства

Компенсация реактивной мощности или повышение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий, имеет большое народохозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы системы электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Потребители электроэнергии, например асинхронные двигатели, для нормальной работы нуждаются как в активной, так и в реактивной энергии, которая вырабатывается как правило асинхронными генераторами.

Для повышения коэффициента мощности необходимо установить компенсирующие устройства.

Так как наименьшие удельные потери у батарей статических конденсаторов, то для компенсации реактивной мощности принимаем данный вид компенсирующего устройства. Батареи статических конденсаторов устанавливаем на ГПП, на стороне низшего напряжения, на обоих секциях шин РУ – 10 кВ ГПП.

Мощность компенсирующего устройства определяется по формуле:

(40)

В данном случае нагрузка на обе секции шин одинакова то есть расчёт ведём по одной секции.

Величина среднегодовой активной мощности нагрузки завода:

1745,26 * 0,85 =1483,47 (кВт) (41)

Определяем , с которым работает предприятие:

Следовательно, из формулы (27) имеем:

(42)

Следовательно, из формулы (42) имеем:

Значение величины нейтрального задаётся в пределах 0,9 – 0,92. для расчёта берём = 0,9:

Следовательно, из формулы (42) имеем:

Теперь определяем мощность УК:

Следовательно, из формулы (40) имеем:

QK = 1483,47 * (1,24 – 0,48) = 1127,437 (квар)

Так как на предприятии осуществляется централизованная компенсация реактивной мощности, то УК устанавливается на обоих секциях шин двухсекционной ГПП и его мощность, согласно условию – равномерной загрузке секций – берется равной Qк/2 :

Qук = Qк/2 (43)

Следовательно, из формулы (43) имеем:

Qук = (квар)

По расчетной Qук выбираем мощность и тип стандартного УК.

В данном случае выбираем : УКЛ – 10 –675.

Общая мощность выбранного УК равна:

Qук * 2 = 675 * 2 = 1350 (квар)

Так как мощность выбранного УК больше мощности расчетного УК, то необходимо определить величину действительного cos, с которым будет работать предприятие, если на ГПП установить выбранное УК:

(44)

Следовательно, из формулы (44) имеем:

0,95

График работы компенсирующих устройств должен соответствовать потреблению реактивной мощности предприятия, что достигается включением или отключением отдельных секций конденсаторных батарей. Последнее обычно осуществляется автоматической релейной схемой в часы минимума и максимума нагрузки реактивной мощности потребителя.

2.12 Расчёт токов короткого замыкания на шинах тп цеха №5

Для вычисления токов короткого замыкания составляют расчетную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения. В расчетной схеме учитывают сопротивление питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий, реакторов. По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой указывают сопротивление источников и потребителей и намечают точки для расчетов токов короткого замыкания. Для генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитывают так же их активные сопротивления, так как в удаленных точках короткого замыкания сказывается снижение ударного коэффициента.

SHT1=40 МВА ; UK%=10.5% X1=XT1

Uср1=38 кВ 0,26

ВЛ L=10км ; Xo=0,4ом/км X2=Xвл

0,27

1,726

SHT=6,3 МВА ; UK%=7,5% Хрез

1,19

Uср2= 10,5кВ X3=Xт

КЛ L=0,08 км ; Xo=0,08ом/км X4=Xкл

0,0058

Расчёт в относительных единицах. Принимаем 100 (МВА)

  1. Определяем сопротивление трансформатора

(45)

Следовательно, из формулы (45) имеем:

  1. Определяем сопротивление ВЛ

(46)

Следовательно, из формулы (46) имеем:

3)Определяем сопротивление трансформатора

(47)

Следовательно, из формулы (47) имеем:

4)Определяем сопротивление КЛ

Следовательно, из формулы (46) имеем:

5) Определяем

(48)

Следовательно, из формулы (48) имеем:

6) Определяем

(49)

Следовательно, из формулы (49) имеем:

(50)

Следовательно, из формулы (50) имеем:

7) Определяем мгн. ударного тока

(51)

Следовательно, из формулы (51) имеем:

8) действующее значение ударного тока

(52)

Следовательно, из формулы (52) имеем:

9) Сверхпереходный ток

(53)

Следовательно, из формулы (53) имеем:

10) Мощность кз.

(54)

Следовательно, из формулы (54) имеем:

2.13 Выбор оборудования в камере ру – 10 кВ

В электроустановках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения , должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величины этих токов.

Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное, или симметричное, - три фазы соединяются между собой; двухфазное – две фазы соединяются между собой; однофазное – одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю – две фазы соединяются между собой и с землей.

Для предотвращения короткого замыкания и уменьшения их последствий необходимо правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.

Наибольшее применение для ограничения токов короткого замыкания находит установка реакторов на линиях потребителей, подключаемых непосредственно на шины электрических станций, РТП большой мощности. За счет этого нет необходимости значительно повышать сечение токоведущих частей и увеличивать габариты электрических аппаратов, то есть снижаются капитальные затраты и расход цветного металла.

При коротких замыканиях, в результате возникновения наибольшего ударного тока к.з. в шинах и других конструкциях РУ, возникают электродинамические усилия, создающие механическое напряжение в металле, что может вывести из строя данную конструкцию. Поэтому механическое напряжение в металле должно быть меньше максимально допустимого напряжения для данного металла.

Чтобы токоведущие части были термически устойчивы к токам к.з., величина расчетной температуры должна быть ниже допустимой температуры для данного материала. За действительное время протекания тока короткого замыкания принимают суммарное время действия защиты и выключающей аппаратуры

  1. Выбор разъединителей производится путём сведения минимальных и соответствующих им расчетных величин в таблицу. Выбирается по номинальному току и напряжению и проверяется по динамической и термической устойчивости.

Предварительно выбираем РВ 10/400.

(55)

Следовательно, из формулы (55) имеем:

(56)

Следовательно, из формулы (56) имеем:

(57)

Следовательно, из формулы (57) имеем:

Таблица № 7.

Расчётные данные

Паспортные данные

UHOM = 10 кВ

UHOM = 10 кВ

IHOM = 144,5 A

IHOM = 400 A

Окончательно к установке принимаем разъединитель типа РВ 10/400

  1. Выбор вакуумных выключателей.

При выборе вакуумного выключателя следует учесть, что он будет разрывать электрическую цепь под нагрузкой, т.е. отключать сверх переходной ток короткого замыкания и кроме того отключать мощность короткого замыкания. Следовательно, при выборе выключателя их нужно учитывать.

Предварительно выбираем вакуумный выключатель типа: BB/TEL-10-630-УХЛ4 Высоковольтные аппараты выбирают на основании сравнения каталожных данных с соответствующими расчетами данными, для чего составляют сравнительную таблицу.

Предварительно выбираем выключатель типа BB/TEL-10-630-УХЛ4.

Таблица № 8.

Расчётные данные

Паспортные данные

UHOM = 10 кВ

UHOM = 10 кВ

IHOM = 144,5 A

IHOM = 630 A

Окончательно принимаем к установке выключатель типа

BB/TEL-10-630-УХЛ4.

  1. Выбор трансформатора тока. При выборе необходимо, что бы полная нагрузка на вторичную обмотку не превышала номинальной, в противном случае трансформатор не будет работать в своем классе точности. Наиболее распространенной схемой включения является схема неполной звезды.

Расчет ведем по наиболее загруженной фазе, определяем нагрузку подключенную к вторичной обмотке трансформатора, при этом из-за малости

принимаем , где .

– сопротивление контактов

. – сопротивление приборов

. – сопротивление проводов.

Согласно ПУЭ токовые вторичные цепи должны выполнятся медными проводами.

Сопротивление rк. принимаем 0,1 Ом, где  = 53, S = 2,5 мм2, , отсюда (58)

(59)

Следовательно, из формулы (59) имеем:

(60)

Следовательно, из формулы (60) имеем:

Таблица № 9.

Наименование прибора

Тип прибора

Нагрузки

Фаза А, ВА

Фаза С, ВА

Амперметр

Э 372

2

--

Ваттметр

Д 772

5

5

Счётчик

САЗУ

0,625

0,625

Катушка реле

РТ – 40

1

8,625

5,625

(61)

Следовательно, из формулы (61) имеем:

Предварительно выбираем трансформатор тока типа ТПЛ –10; Кд = 250; Кt = 90; (62)

Следовательно, из формулы (62) имеем:

Таблица № 10

Расчётные данные

Паспортные данные

UHOM = 10 кВ

UHOM = 10 кВ

IHOM = 144,5 A

IHOM = 200 A

Окончательно к установке принимаем трансформатор тока типа ТПЛ – 10.

  1. Выбор трансформаторов напряжения. Производится путем сравнения расчетных и паспортных данных.

Таблица № 11

Наименование прибора

S прибора, ВА

Вольтметр

9

Ваттметр

10

Счётчик

1,75

Определяем мощность вторичной нагрузки.

Класс точности ТН зависит от нагрузки, подключенной к нему:

При нагрузке 80 ВА класс точности будет 0,5

при нагрузке 150 ВА – класс точности 1

при нагрузке 320 ВА – класс точности 3

Максимальная мощность для данного типа ТН составляет 720 ВА.

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НОМ – 10.

Таблица №12

Расчётные данные

Паспортные данные

UHOM = 10 кВ

UHOM = 10 кВ


Окончательно к установке принимаем трансформатор напряжения типа НОМ – 10.

Схема трансформатора тока.

3. Экономическая часть

3.1. Выбор трансформаторов на гпп на основе технико-экономического сравнения вариантов.

1 Определяем число часов использования максимума.

а) Число рабочих дней зимой – 143, летом – 110, выходные и праздничные дни – 112.

б) Определяем Тим в году, для этого находим потребление активной мощности.

(63)

Следовательно, из формулы (63) имеем:

Следовательно, из формулы (63) имеем:

Следовательно, из формулы (63) имеем:

Следовательно, из формулы (64) имеем:

(65)

Следовательно, из формулы (65) имеем:

Время потерь  = 3700

2 Принимаем два варианта трансформаторов установленных на ГПП:

ТМ – 4000 / 35

ТМ – 6300 / 35

4000 кВА

6300 кВА

35 кВ

35 кВ

7,5 %

7,5 %

6,7 кВт

9,4 кВт

33,5 кВт

46,5 кВт

1 %

0,9 %

Стоимость – 780000 руб

Стоимость – 820000

руб

Расчёт первого варианта трансформаторов

(66)

Следовательно, из формулы (66) имеем:

(67)

Следовательно, из формулы (67) имеем:

4 Определяем потери коэффициента потерь, принимаем , время включения .

Следовательно, из формулы (68) имеем:

5 Определяем стоимость потерь в трансформаторе за год, если стоимость 1 кВт = 1,17 руб.

(69)

Следовательно, из формулы (69) имеем:

320322,96 = 374777,87(руб)

6 Определяем ежегодные эксплуатационные расходы

780000, ,

(70)

Следовательно, из формулы (70) имеем:

(71)

Следовательно, из формулы (71) имеем:

(72)

Следовательно, из формулы (72) имеем:

Расчёт второго варианта трансформаторов

Следовательно, из формулы (66) имеем:

Следовательно, из формулы (67) имеем:

4 Определяем потери коэффициента потерь, принимаем , время включения .

Следовательно, из формулы (68) имеем:

5 Определяем стоимость потерь в трансформаторе за год, если стоимость 1 кВт = 1,17 руб.

Следовательно, из формулы (69) имеем:

6 Определяем ежегодные эксплуатационные расходы

, ,

Следовательно, из формулы (70) имеем:

Следовательно, из формулы (71) имеем:

Следовательно, из формулы (72) имеем:

7 Определяем срок окупаемости вариантов

(73)

Следовательно, из формулы (73) имеем:

8 Так как срок окупаемости вариантов меньше 7 лет, то на ГПП принимаем трансформаторы с большими номинальными затратами, то есть трансформаторы большей мощности.

На основе технико–экономического сравнения вариантов принимаем трансформатор ТМ – 4000 / 35.

3.2 Мероприятия по повышению коэффициента мощности

- называют коэффициент мощности, так как он равен отношению активной мощности к полной. Различают :

1. Текущий . Определяем предприятия в любой момент времени.

2. Средневзвешенный ( ). Определяется за заданный промежуток времени, период времени, смену, рабочий день и т. д.

3. Наивыгоднейший( ). Определяется конкретно для производства, путем технико-экономического сравнения различных вариантов электроснабжения предприятия.

4. Нормативный ( ). Определяется исходя из места присоединения потребителя.

5 Нейтральный ( ). Служит для взаимных расчетов при оплате за электроэнергию по 2х- ставочному тарифу.

Снижение приводит к увеличению потерь электроэнергии, поэтому повышение приводит к народнохозяйственной задачи. Так, если брать в масштабе России, повышение на 0,01% приводит к снижению вырабатываемой на электростанциях мощности на 400 млн. кВт*ч.

Мероприятия по повышению подразделяются на 3 группы:

1 Мероприятия, не связанные с применением компенсирующих устройств, целесообразнее во всех случаях:

а) упорядочение технологического процесса. Оно сводится:

  • к увеличению производительности труда;

  • к исключению холостых режимов работы технологических линий;

  • подбор оборудования по номинальной мощности;

б) переключение обмоток электрических машин с треугольника ( ) на звезду ( );

в) замена, перестановка и отключение трансформаторов, если их загрузка менее 30%;

г) ограничение холостого хода двигателей и трансформаторов путем, например, ограничения холостого хода сварочного трансформатора;

д) замена АД синхронными, там, где это возможно по технико-экономическим соображениям.

2 Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:

а) установка батарей статических конденсаторов;

в) установка синхронных компенсаторов.

3. Мероприятия, применяемые в порядке исключения:

а) использование синхронных генераторов в качестве синхронных компенсаторов;

б) использование синхронных двигателей (лист 61) в качестве синхронных компенсаторов;

в) синхронизация АД при нагрузке на валу двигателя не более 70% от номинальной мощности.

При больше, чем нормативный, оплата за электроэнергию меньше, а если меньше нормативного, то вступают в силу различные надбавки на стоимость электроэнергии.

Экономическое значение состоит в том, что от него зависят капитальные и эксплутационные расходы, а также эффективность использования электроустановок. Увеличение cos ведет уменьшению тока, сокращению потерь электроэнергии, более полному использованию трансформаторов и генераторов. Путем установки устройств компенсации повысили на 1 секции от 0,56 до 0,936 на 2 секции от 0,59 до 0,984. Так как наименьшие удельные потери у статических конденсаторов, то в нашем КП для достижения необходимого коэффициента мощности (компенсации реактивной мощности), принимаем данный вид компенсирующего устройства (батареи статических конденсаторов). Они устанавливаются на обе секции шин двухсекционной главной понизительной подстанции завода и их мощность, согласно условию неравномерной загрузке, берется одинаковой, т. е. на обе секции шин устанавливаются батареи статических конденсаторов одинаковой мощности типа УКЛ – 10 – 1125.

Для повышения приняты мероприятия, предусматривающие установку компенсирующих устройств. Осуществляем централизованную компенсацию путем установки на шинах главной понизительной подстанции с левым и правым расположением вводной ячейки с устройством автоматического регулирования для внутренней установки. Разряд конденсаторов батареи должен осуществляться автоматически после каждого отключения батареи от сети. Защита конденсаторов осуществляется с помощью предохранителей.

3.3. Учёт электроэнергии.

Расчетным учетом электроэнергии называется учет вырабатываемой, а также отпускаемой потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, зданий, квартир и т. д. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются контрольными счетчиками. При определении активной энергии необходимо учитывать энергию вырабатываемую на собственные нужды электростанций, подстанций, выданную электростанциями в распределительные сети, переданные в другие энергосистемы или полученную от них, отпускаемую потребителям и подлежащую к оплате.

Контрольные счетчики технического учета. Эти счетчики включаются в сеть НН (до 1000 В), что имеет ряд преимуществ:

  • установка счетчика обходится дешевле;

  • появляется возможность определить потери в трансформаторе и в сети ВН;

  • монтаж и эксплуатация значительно дешевле.

Допускается установка контрольных счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с ними ведется по счетчикам, установленных на подстанциях энергосистемы.

Для измерения активной энергии в трехфазных сетях при неравномерной нагрузке применяют двух- и трех системные счетчики. В трехфазных сетях с нулевым проводом сумма токов отдельных фаз не равны нулю и поэтому двух системные счетчики непригодны.

Контрольные счетчики могут подключатся к трансформаторам тока класса точности 1.

Схема включения счётчиков САЗУ для измерения активной электроэнергии в трёх- и четырёх- проводных сетях напряжением до и выше 1000В

На линиях, отходящих от ГПП или ЦРП к отдельным ТП, а также на линиях к электроприемникам с напряжением выше 1000 в устанавливают счетчики активной энергии.

Кроме того необходимо контролировать соблюдение потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии, установлении удельных норм расхода электроэнергии и проведении хозрасчета.

Оплата за электроэнергию производится заданному энергосистемой тарифу для данного потребителя, будь то предприятие, квартира.

4. Защтита и автоматизация.

4.1. Защита одного из элементов схемы.

Защита трансформатора по стороне низшего напряжения осуществляется с помощью автомата с электромагнитным расцепителем максимального тока.в случае К.З. якорь расцепителя действует на отключающую рейку, освобождает защелку и происходит автоматическое отключение; полупроводниковый блок защиты при перегрузке подаст сигнал на независимый расцепитель, якорь которого действует на отключающую рейку.

Защита по стороне высшего напряжения от внешних К.З. принята на реле РТМ. (токовая отсечка). Это реле прямого действия, встроенные в привод. Для защиты трансформатора от внутренних повреждений принята газовая защита, работающая при неизменном напряжении и замыкании верхнего контакта KG2 на сигнал. При замыкании нижнего контакта газового реле KG1, через промежуточное реле KL, которое при замыкании KG1 становится на самоподпитку через второй контакт промежуточного реле, дает питание на отключающую катушку выключателя.

Газовое реле устанавливается на патрубке, соединяющего расширительный бак с баком трансформатора. Если режим работы трансформатора нормальный, то масло свободно (лист 67) поступает через газовое реле. Верхний поплавок в верхнем положении, а нижний в нормальном положении. При незначительном повреждении в трансформаторе, например, в межвитковом коротком замыкании, начинает разлагаться масло с выделением газа, который по верхней части патрубка поднимается в расширительный бак, при этом верхний поплавок реле ПГ-22 опускается, замыкая ртутный контакт и подавая питание через указательное реле на предупредительный сигнал. При значительном повреждении в трансформаторе, бурное разложение масла приводит к выбросу в расширительный бак масла вместе с газом, при этом опускается нижний поплавок, замыкая свой ртутный контакт, при этом замыкаются контакты промежуточного реле и подается питание на катушку отключения привода масляного выключателя.

Определяем ток срабатывания защиты:

Кн = 1,1 – 1,2 – коэффициент надежности;

Квз = 0,8 – 0,9 – коэффициент возврата.

Следовательно, из формулы (55) имеем:

(74)

Следовательно, из формулы (74) имеем:

Определяем ток срабатывания реле:

Ксх = 1 – табличная величина.

Следовательно, из формулы (62) имеем:

  1. Определяем ток возврата защиты:

Кн = 1,2 – коэффициент надежности.

Следовательно, из формулы (55) имеем:

(75)

Следовательно, из формулы (75) имеем:

4 Определяем коэффициент чувствительности:

(76)

Следовательно, из формулы (76) имеем:

По стороне низшего напряжения защита производится установкой автомата QF. Автоматы снабжаются либо только тепловыми или электро магнитными расцепителями, либо комбинированными. Тепловые расцепители осуществляют защиту от токов перегрузки, а электромагнитные – от токов короткого замыкания.

Схема защиты цехового трансформатора ТМ – 1000 / 10.

4.2. Основание выбора схемы автоматизации.

Устройства автоматизации осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия в нормальном и в аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надежность электроснабжения промышленных потребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать поврежденные участки с наименьшими затратами труда, повысить качество электроэнергии и экономичность работ ЭУ. Благодаря устройствам автоматизации стало возможным применение подстанций с упрощенными схемами коммутации.

К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резервного питания и оборудования (АВР), автоматической разгрузке по частоте и по току (АЧР и АРТ).

Учитывая, что устройства автоматики в схемах электроснабжения работают сравнительно редко, основными требованиями, пред являемыми к ним, являются простота и надежность.

Экономическая эффективность автоматизации определяется главным образом сокращением числа обслуживающего персонала и уменьшением простоев промышленного производства. Поэтому считают, что автоматизация экономически целесообразна, если дополнительные ежегодные затраты на наименьшее вероятного ущерба от простоя при нарушении электроснабжения.

Подстанции предприятий работают, как правило, по схеме с односторонним электроснабжением потребителей, т.е. с раздельными ИП. Такой режим позволяет снизить токи КЗ сети, сократить или полностью исключить обслуживающий персонал подстанций, при применении более дешевой коммутационной аппаратуре. Однако раздельная работа ИП по сравнению с их параллельной работой обеспечивает меньшую надежность электроснабжения, что и вызывает необходимость установки на предприятиях устройств автоматики (АУ).

Телемеханизация электроснабжения промышленного предприятия ограничивается обычно применением телесигнализации.

4.3 Схема автоматизации. Работа схемы.

К устройствам сетевой автоматики относятся устройства автоматического повторного включения (АП В), автоматического включения резервного питания и оборудования (АВР), автоматической разгрузки по частоте и по току (АЧР и АРТ) Учитывая, что устройства автоматики в системах электроснабжения работают сравнительно редко, основными требованиями, предъявляемыми к ним, являются простота и надежность

Телемеханизация электроснабжения промышленного предприятия ограничивается обычно применением телесигнализации Экономическая эффективность автоматизации определяется главным образом сокращением числа обслуживающего персонала и уменьшением простоев промышленного производства. Поэтому считают, что автоматизация экономически целесообразна, если дополнительные ежегодные затраты на нее меньше вероятного ущерба от простоя при нарушении электроснабжения.

Рассмотрим основные средства автоматизации. В сетях напряжением выше 1000 В применяют маслянные или воздушные выключатели с дистанционным пружинным или электромагнитным приводом, позволяющим осуществить автоматическое включение и отключение, в том числе и действие АПВ и АВР.

Автоматическое включение резерва АВР должно предусматриваться для всех ответственных потребителей, поэтому на подстанциях, питающих потребителей 1-й категории, АВР является обязательным.

Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимального напряжения, контролирующим напряжением на отдельных секциях шин, или совместным действием этого реле и реле понижения частоты, что обеспечивает действие АВР в пределах 0,2—1 с после прекращения питания. Время действия АВР должно уменьшаться в направлении от потребителей к источнику питания и согласовываться с временем действия защит линий, отходящих от сборных шин резервируемой установки.

Успешное и эффективное действие АВР обеспечивается при достаточной мощности резервного источника питания или (при необходимости) автоматической разгрузкой по току (см. ниже).

Схема АВР с секционным контактором для трансформаторов мощностью 400—630 кВ-А. При исчезновении напряжения на трансформаторе Т1 теряет напряжение реле П1, которое включает секционный контактор КЗ, чем восстанавливается питание секции шин 0,4 кВ от трансформатора Т2.

Если существующие контакторы переменного тока не удовлетворяют требованиям схемы рисунке а, то применяют установку двух контакторов на каждый трансформатор, как это показано на рисунке б. Схема работает аналогично при исчезновении напряжения на трансформаторе Т2 с переключением соответствующих контакторов рабочего питания К1, К4 на контакторы резервного питания К2, КЗ.

Автоматическое повторное включение (АПВ). Всякое короткое замыкание в сети сопровождается действием соответствующей защиты и отключением линии, что приводит к перерыву

электроснабжения объектов. Однако в ряде случаев возникающие короткие замыкания носят кратковременный характер, нарушенная изоляция восстанавливается, например, при поверхностных разрядах на изоляторах, при кратковременном перекрытии проводов воздушных линий и др. Чтобы быстрее восстановить электроснабжение объектов, применяется АПВ. Наибольшее применение имеют однократные трехфазные АПВ, когда включение производится повторно один раз всеми тремя фазами.

Различают два вида АПВ — механическое и электрическое. Механическое АПВ применяется на ручных пружинах и грузовых приводах; электрическое — на любых приводах с дистанционным управлением с помощью специальных реле заводского изготовления.

Устройства АПВ, так же как и устройства АВР, выполняют на постоянном и переменном оперативных токах. АПВ, выполненные на постоянном оперативном токе, применяют для выключателей с электромагнитным и пневматическим приводами, а на переменном оперативном токе — для выключателей с грузовыми и пружинными приводами.

Схема устройства АПВ с выключателем с электромагнитным приводом. На рисунке приведена схема устройства АПВ с использованием реле повторного включения РПВ-58. Нормальное включение и отключение выключателя

Схема АВР на секционном контакторе для трансформатора мощностью 630 кВА

5. Техника безопасности.

5.1. Расчет заземляющего устройства.

При расчете заземляющего устройства определяем тип заземлителей, их количество и место расположения. Заземляющее устройство состоит из заземлителей и заземляющих проводников. Преднамеренное соединение с заземляющим устройством какой-либо точки токоведущих частей, необходимое для обеспечения ее работы называют рабочим заземлением. Оно выполняется соединением нейтрали трансформатора или генератора с землей.

Заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности называют защитным заземлением.

Для цеха №5 принимаем контурное заземление с расположением заземлителей по периметру цеха. Контур наружного заземления располагаем на расстоянии 1(м) от наружной стены цеха

Заземление выполняем стальными трубами диаметром 12(м), длинной 5(м)

при глубине заземления 0,5(м).Прутки соединяются стальными полосами.

Согласно ПУЭ, для установок питающихся трансформатора мощностью

Более 100 кВА Rзу= 4 (Ом)

Определяем расчётное удельное сопротивление грунта – глины.

ρизм=40(Ом*м); ψ=2,4

ρ= ρизм* ψ=40*2,4=96 (Ом*м) =9600 (Ом*см)

Определяем сопротивление одиночного заземлителя.

Ro=0,00227* ρ=0,00227*9600=21,79 (Ом)

Определяем число заземлителей.

n= Ro/ RЗУ*η=21,79/4=5,45 (шт)

Принимаем число заземлителей n=6 (шт)

Определяем периметр защитного заземления.

Р=(120+105)*2=450 (м)

Определяем расстояние между заземлителями.

а=Р/п=450/6=75 (м)

СХЕМА КОНТУРА ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ.

При контурном заземлении заземлители располагаются по периметру защищаемой территории; при большой величине территории заземлители закладываются так же внутри ее. Контурное заземление рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением выше 1000 В оно является обязательным.

1 – заземлители

2 – контур наружного цеха №5

3 – внутренний контур заземления цеха №5

4 – соединение внешнего и наружного контура заземления цеха №5М 1:1500

Периметр внешнего контура: Р=(150+135+4)*2=578 (м)

Расстояние между заземляющими стержнями: а=Р/п=458/6=76,33 (м)

При контурном заземлении заземлители располагаются по периметру защищаемой территории; при большой величине территории заземлители закладываются внутри ее. Контурное заземление рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением выше 1000В оно является обязательным.

Принимаем электроды заземления длиной 5м и диаметром 12мм

6.Мероприятия по охране окружающей среды.

6.1. Прокладка подземных коммуникаций.

При прокладке подземных коммуникаций необходимо учитывать, что что искусственные сооружения находятся вблизи электрофицированных путей, линий железных дорог и трамвайных путей. Они подвергаются электрической коррозии за счет прохождения токов по металлическим искусственным сооружениям и выхода тока в точке откоса наблюдается выше металла.

По искусственным сооружениям проходит ток ~ 40-50 А.

Борьба с коррозией осуществляется следующими способами:

  1. Дренажная защита. Простой дренаж обладает двухсторонней

проводимостью. Принцип его действия заключается в отводе из зоны электрического тока с помощью изолированного провода непосредственно на минусовую шину ПС.

  1. Катодная защита. В ней с помощью выпрямительного устройсва потенциал

«-« подается на искусственное сооружение, а «+» подводится к проводникам, расположенным вблизи искусственных сооружений.

  1. Протекторная защита. При соединении защитного сооружения к

протектору, зарываемому вблизи этого сооружения, ток будет стекать в землю, подземное сооружение окажется катодом и не будет разрушаться от коррозии.

Для прокладки кабеля в траншее (лист 78) применяют бронированные или небронированные кабели, защищенные от коррозии жгутово-битумным покровом или полихлорвиниловой изоляцией. В земляных траншеях КЛ 6 – 35 кВ прокладывают на глубине 0,7 – 0,8 м. Кабель укладывают на подушку из песка толщиной 0,1 м и закрывают от механических повреждений красным кирпичем. В местах пересечения с проезжей частью дорог, подземными коммуникациями на вводах в здание КЛ 6—35 кВ прокладывают в асбоцементных трубах. Не рекомендуется укладывать в одной траншее более шести кабелей напряжением до 10 кВ и более трех напряжением 20 – 35 кВ. расстояние между кабелями в траншее «змейкой» с запасом 1,5 – 2% общей длины траншеи на случай возможных смещений почвы и деформации кабеля в различные времена года.

Насыщенность территории предприятия подземными коммуникациями, необхдимость параллельной прокладки многих КЛ, агрессивный грунт и блуждающие токи, сложность отыскания места повреждения и производства ремонта КЛ ограничивают возможности укладки кабелей в земляных траншеях. В этих случаях КЛ прокладывают в специальных кабельных кабельных сооружениях – каналах и туннелях.

6.2 Защита окружающей среды.

Охрана природы от вредного воздействия промышленных тходов и выбросов – одна из самых серьезных проблем современости. Мир встревожен уроном, который человечество уже нанесло и наносит лесам, озерам, рекам, воздуху, всей природе, нас окружающей.

В состав энергетических систем входят линии высокого напряжения, под строительство которых отчуждается значительное количество земли. Кроме того, вдоль таких линий в радиусе нескольких десятков метровсоздаются электромагнитные поля, которые не только вызывают помехи в системах связи, но и неблагоприяитно влияют на человека и на все животные организмы. Для уменьшения потерь плодородных земель под полосы отчуждения рекомендуется вместо воздушных сооружать кабельные линии напряжением выше 110 кВ.

Для удаления пыли из выбросов широко применяются дымовые трубы с электрофильтрами. Электростатические фильтры улавливают летучую золу, образующуюся при сжигании твердого топлива. Пылевые частицы задерживаются на положительно заряженных электродах, теряют свой заряд и через определенное время с помощью специальной системы встряхиваются и удаляются из фильтра.

Одним из путей борьбы с вредными выбросами в атмосферу является создание и внедрение безодходных и малоотходных технологических процессов с комплексным использования сырья, при котором одновременнодостигается повышение эффективности народного хозяйства.

Окружающей средой называют совокупность абиологической (мертвой) и биологической (живой) природы, окружающий растительный и животный мир.

Охрана природы – система мер, направленная на поддержание рационального воздействия между деятельностью человека и окружающей среды.

Количество отходов на протяжении длительного времениувеличивается пропорциональноросту производсва и паселения. Серьезную опасность представляют собой отходы металлургических производств, ТЭЦ, предприятий химической промышленности, свсех видов транспорта, а также отходы отдельных производств, содержащие соли тяжелых металлов и других соединений.

7. Список используемых источников

  1. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» - Учебник для учащихся техникумов. Б.Ю. Липкин.

    • 3-е издательство, переработанное и дополненное;

    • Москва, Высшая школа, 1981г.

  2. «Справочник по электроснабжению и электрооборудованию» - Под общей редакцией А.А. Федорова.

    • Москва, Энергоатомиздат, 1986г.

  3. «Энерготехнический справочник» - под общей редакцией В.Г. Герасимова.

    • Москва, Энергоиздат,1984г.

  4. «Чтение схем и чертежей электроустановок» - В.Н. Каменев

    • 2-е издательство, переработанное и дополненное

    • Москва, Высшая школа,1990г.

ЭЛЕКТРОННЫЕ ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

Интернет-сайт

1. производство электрической распределительной и регулирующей аппаратуры ОАО «Контактор»: [сайт]. – Режим доступа : http://www.kontaktor.ru/

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]