Разработка проекта электроснабжения насосной станции

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

552,62 Кб
Опубликовано:

2013-07-21

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Разработка проекта электроснабжения насосной станции

Содержание

Введение

1 Характеристика объекта

.1 Общие сведения

1.2 Категории электроприемников по надежности электроснабжения

.3 Краткая характеристика потребителей

.4 Источник питания

Мероприятия по повышению надежности работы объекта. Постановка задачи на проектирование

Расчет электрических нагрузок

Определение центра электрических нагрузок

Выбор ТП и компенсирующих устройств

6 Выбор кабелей

7 Расчет токов короткого замыкания

.1 Общие сведения

.2 Выбор системы относительных единиц

.3 Определение значений токов КЗ

Выбор и проверка электрических аппаратов и токопроводов

.1 Выключатели 10 кВ

8.2 Проверка кабелей 10 кВ

8.3 Трансформаторы тока

.4 Трансформаторы напряжения

.5 Выбор КРУ

9 Расчет показателей качества электроэнергии

10 Релейная защита и автоматика

.1 Выбор видов РЗ

.2 Расчет релейной защиты АД

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

11.1 Что такое технология SMART

.2 Технологии SMART в электроэнергетике

.3 «Умный» счетчик (Smart meters) для автоматизированного учета и контроля качества электроэнергии

.4 Автоматизация управления оборудованием сетей 35-110 кВ

.5 Управление и диагностика сетей 0,4-35 кВ

.6 Внедрение технологии SMART в России и за рубежом

12 Организационно-экономическая часть

12.1 Капитальные вложения

.2 Расчет объема строительных и монтажных работ

.3 Расчет численности рабочих

12.4 Расчет стоимости строительных материалов

12.5 Расчет стоимости строительно-монтажных работ

.6 Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

.7 Расчет численности работников электротехнического хозяйства

.8 Расчет фонда оплаты труда работников

.9 Расчет стоимости материальных ресурсов

.10 Расчет производственных затрат и показателей работы электротехнической службы

.11 Определение экономической эффективности организации обслуживания электрохозяйства

Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

.2 Меры по снижению воздействия опасных и вредных факторов

13.3 Пожарная безопасность

13.4 Анализ уровня травматизма на насосной станции

.5 Экологичность проекта

Заключение

Список литературы

Введение

Между энергосистемой и многочисленными потребителями электрической энергии существуют сложные взаимоотношения. Они определяются особенностями электроэнергетического производства. Электростанции и электроустановки потребителей связаны электрическими сетями в единую динамичную систему и взаимно влияют на надежность и экономичность работы этой системы. Поэтому требуется согласование режимов работы электростанций и сетей энергосистемы и электроустановок потребителей при всех возможных условиях работы энергосистемы и регламентация оперативного управления указанными режимами.

Для выполнения указанного требования уже на стадии проектирования необходимо учитывать ряд особенностей работы электроустановок потребителей и энергосистемы. Для чего необходимо правильно производить расчеты токов нагрузок и коротких замыканий, уставок срабатывания защит и автоматики, обеспечивая при этом требования надежности и электробезопасности на территории электроустановок и промышленных площадок.

Целью настоящего дипломного проекта является разработка вопросов повышения надежности работы насосной станции, предназначенной для противоаварийного и технического водоснабжения Нововоронежской АЭС-2.

1. Характеристика объекта

.1 Общие сведения

Насосная станция представлена двумя зданиями и, соответственно, состоит из двух частей: № 1 и № 2. Рассматриваемая насосная станция предназначена для противоаварийного и технического водоснабжения потребителей Нововоронежской АЭС-2 (НВО АЭС-2).

По характеру окружающей среды помещения насосных станций являются помещениями с повышенной влажностью, возможны аварийные затопления насосной станции (в этом случае включаются в работу дренажные насосы).

Помещения насосных станций пожаро- и взрывобезопасны, так как в них отсутствуют пажаро- и взрывоопасные вещества или смеси газов.

.2 Категории электроприемников по надежности электроснабжения

Перерыв в электроснабжении насосов недопустим, так как это может повлечь за собой нарушение технологического процесса, а также привести к размораживанию трубопроводов в зимнее время. Поэтому по бесперебойности питания насосные агрегаты должны быть отнесены к потребителям первой категории [2].

Освещение насосной станции и электрические задвижки также являются электроприемниками первой категории. Все остальные электроприемники относятся ко второй категории.

.3 Краткая характеристика потребителей

В качестве привода насосных установок могут использоваться различные электродвигатели постоянного и переменного тока. Наиболее часто используются асинхронные электродвигатели [1].

Электродвигатели насосной станции работают в продолжительном режиме, а также кратковременном и повторно-кратковременном режимах с неизменной нагрузкой в зависимости от назначения насосов. Питание электродвигателей насосов производится на переменном токе частотой 50 Гц и напряжением 10000 В.

Электрические светильники представляют собой однофазную нагрузку. Характер нагрузки равномерный, без толчков, но ее значение изменяется в зависимости от времени суток и года.

Электросварочные установки характеризуются частыми перемещениями в питающей сети. Режим работы повторно-кратковременный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц.

Приводом электрозадвижек являются трехфазные асинхронные двигатели. Режим работы кратковременный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц.

.4 Источник питания

Источником электроэнергии для питания потребителей насосной станции являются шины - ГРУ 10 кВ АЭС, расположенной на расстоянии 1000 м от зданий насосных станций. Мощность короткого замыкания в режиме максимальных нагрузок на шинах питающей системы, отнесенная к шинам 10 кВ, составляет - 3500 МВА. Реактивное сопротивление в режиме максимальных нагрузок ХС = 0,45 Ом. В минимальном режиме мощность короткого замыкания составляет 2900 МВА. Реактивное сопротивление системы в режиме наименьших нагрузок составляет 0,64 Ом.

2. Мероприятия по повышению надежности работы объекта. Постановка задачи на проектирование

Основным технологическим оборудованием насосных станций являются насосные установки. Наибольшее применение в качестве насосных установок получили центробежные насосы и сравнительно малое - поршневые, в которых ввиду возвратно-поступательного движения поршня создаются неравномерный ход и знакопеременные нагрузки, усложняющие выбор электропривода.

Центробежные насосы в большинстве случаев выполняются быстроходными, что позволяет непосредственно соединять их с электродвигателями. Они допускают пуск при закрытой задвижке или в холостую при пусковом моменте двигателя, равном 0,2÷0,3 от номинального момента. Если в период работы трубопровод будет закрыт, то это не создаст опасного напора, так как мощность при этом составит около 40% от номинальной.

При малых мощностях насосов на них обычно устанавливают асинхронные короткозамкнутые двигатели, при больших мощностях устанавливаются как асинхронные, так и синхронные двигатели.

В качестве электропривода насосов на насосных станциях № 2 и № 3, ввиду их невысоких мощностей, целесообразно в качестве приводных использовать короткозамкнутые асинхронные электродвигатели, характеризующиеся простотой конструкции и невысокой стоимостью.

В настоящее время на насосных станциях эксплуатируются насосные установки 14-Д-6 с асинхронными электродвигателями напряжением 6 кВ и производительностью 1250 м3/ч, с расчетной высотой подъема H=125 м, с частотой вращения ротора n=1480 об/мин. КПД насоса составляет h=70 % .

В исходном проекте на рассматриваемую насосную станцию предусмотрено использование насосов серии 14-Д. Однако в последнее время разработаны и предлагаются в продаже более надежные и простые по конструкции насосы - насосы серии 16-Д.

Применение насосов серии 16-Д позволит сделать водоснабжение более надежным, а также снизить затраты на эксплуатацию и ремонт водонасосного оборудования.

Таким образом, в настоящей выпускной квалификационной работе ставится задача разработки проекта электроснабжения насосной станции с использованием насосов серии 16-Д. Кроме того, в процессе проектирования необходимо пересмотреть вопросы выбора электрооборудования в исходной документации на объект, а при необходимости заменить электрооборудование на более надежное и современное.

В качестве примера произведем выбор двигателя на один из типоразмеров насосов, применяемых на рассматриваемой насосной станции.

Мощность электродвигателя для насоса определяется по формуле:

, (2.1)

где hпер - КПД передачи от двигателя к насосу;

g - ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2.

кВт.

Выбираем АД с короткозамкнутым ротором типа А12-52-4У4 с номинальными данными: Pном=630 кВт, Uном=6 кВ, n=1480 об/мин, cosjном=0,89.

Так как в проекте будет рассмотрена возможность электроснабжения насосных на напряжении 10 кВ, то в качестве привода насосных установок будем рассматривать аналогичные электродвигатели номинальным напряжением 10кВ. Помимо вышеназванных насосов и соответствующих асинхронных двигателей на насосной станции применяются и другие насосы, для которых по аналогичной методике выбираются асинхронные двигатели.

. Расчет электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, это методы расчета по [7]:

установленной мощности и коэффициенту спроса;

средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм);

средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок.

удельному расходу электроэнергии на единицу выпускаемой продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

удельной нагрузке на единицу производственной площади и др.

В данном проекте для расчета электрических нагрузок напряжением 10 кВ воспользуемся методом коэффициента спроса. Для этого необходимо знать установленную мощность Pном электроприемников, номинальные коэффициенты мощности cosj и характерные коэффициенты спроса КС данной группы, определяемые по справочным материалам.

Расчетную нагрузку электроприемников определяем по формулам:

(3.1)

; (3.2)

(3.3)

где - находится из значения данного электроприемника;

- расчетная активная мощность;

- расчетная реактивная мощность;

кр.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп электроприемников (кр.м. можно приближенно принять равным 0,9).

Расчетную нагрузку напряжением до 1000 В определяем методом упорядоченных диаграмм.

; (3.4)

, (3.5)

где Рсм, Qсм - мощности за наиболее загруженную смену, Км - коэффициент максимума.

Расчетная нагрузка освещения:

, (3.7)

где - коэффициент спроса для осветительных установок;

, - площади освещаемой территории;

- удельная нагрузка освещения.

Принимаем светильники с газоразрядными лампами и устройствами компенсации реактивной мощности. Коэффициент мощности таких светильников составляет 0,92. Тогда расчетная реактивная мощность освещения

Потери мощности в трансформаторах ТП до их выбора можно учесть приблизительно равными:

, кВт; (3.8)

, кВт. (3.9)

Расчетная активная и реактивная мощность, отнесенная к шинам 10 кВ РП с учетом разновременности максимумов электрических нагрузок определяется следующим образом:

, (3.10)

где включает в себя потери в трансформаторах ТП.

Исходные данные для расчета нагрузок напряжением 0,4 кВ и результаты расчетов приведены в таблицу 3.1. В таблице 3.2 приведены данные для расчета нагрузок напряжением 10 кВ и результаты расчетов.

Таблица 3.1 - Расчетная нагрузка 0,4 кВ (силовая и осветительная)

№пп	Наименование электроприемников	Количество	Установленная мощность, кВт		Средняя нагрузка за наиболее загруженную сменуЭффективное число электроприемников, nЭФРасчетные нагрузки
			Одного	Общая			,кВткВАр,кВт,кВАр,кВА
Насосная станция № 1
1	Вентиляторы	2	4,4	8,8	0,8 0,75	0,7	6,16	4,62		1,1		78	797	583		987
2	Насосы	2	55	110	0,8 0,75	0,8	88	66
3	Электрозадвижки	15	1,3-7,5	54	0,6 1,3	0,2	10,8	14,0
4	Кран-балка	2	25	50	0,6 1,3	0,2	10,0	13,0
5	Сварочный аппарат	1	15	15	0,6 1,3	0,02	0,3	0,4
6	Батареи отопления	12	8	96	0,9 0,48	1,0	96	46,1
7	Сторонняя нагрузка			780	0,85 0,75	0,75	585	439
Насосная станция № 2
1	Вентиляторы	4	5	20	0,8 0,75	0,7	14	10,5	1,5		80		253		161		300
2	Насосы	2	55	110	0,8 0,75	0,8	88	66
3	Электрозадвижки	15	1,3-7,5	54	0,6 1,3	0,2	10,8	14,0
4	Кран-балка	2	25	50	0,6 1,3	0,2	10,0	13,0
5	Сварочный аппарат	1	15	15	0,6 1,3	0,02	0,3	0,4
6	Батареи отопления	10	12	96	0,9 0,48	1,0	120	57,6
Осветительная нагрузка по насосным № 1 и № 2													24,2		10,2		26,3
ИТОГО:													1050		744		1313

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки 10 кВ

Nп.п.	Наименование электроприемников				Кол-во	Номинальные данные			Кс	Расчетные данные
						РН, кВт	QН, кВАр	SН, кВ·А			РР, кВт	QР, кВАр	SР, кВ·А
Насосная станция № 1
1.		М1, М2 М3, М4, М5		5		630	390,6	741,3	0,9	0,85 0,62	2835	1758	3335,7
2.		М6, М7		2		800	496	941,3	0,9	0,85 0,62	1440	893	1695
3.		М12, М13, М14		3		500	375	625	0,8	0,8 0,75	1200	900	1500
4.		М8, М9, М10, М11		4		320	240	400	0,8	0,8 0,75	1024	768	1280
		Итого:									6499	4319	7803
Насосная станция № 2
1.		М15, М16	2			630	391	741	0,85	0,85 0,62	1071	664	1260
2.		М17, М18	2			500	375	625	0,9	900	675	1125
3.		М19, М20	2			320	240	400	0,8	0,8 0,75	1024	768	1280
		Итого:									2995	2107	3662
		Суммарная мощность по насосным № 1 и № 2									9494	6426	11464

4. Определение центра электрических нагрузок

Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генеральному плану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

При проектировании систем электроснабжения одной из первых задач является рациональное размещение источников питания на территории промышленных предприятия, для этого необходимо определить координаты условного центра электрических нагрузок (ЦЭН). ЦЭН предприятия в целом определяется с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок.

Картограмма электрических нагрузок позволяет достаточно наглядно представить распределение нагрузок по территории предприятия.

Картограмма нагрузок строится на основании результатов расчета нагрузок, исходя из условия, что площади кругов картограммы равны расчетным нагрузкам в выбранном масштабе.

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значении нагрузок, но и об их структуре.

Главную понизительную подстанцию следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение ближе к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительных сетей напряжением 10 кВ и 0,4 кВ и снизить потери в них. Центры окружностей принимаем в геометрических центрах тяжести плоских фигур, образующих здания насосных станций на плане.

(4.1)

где Рi - расчетная нагрузка i-го электроприемника, кВт;

xi, yi - координаты i-го электроприемника;

x, y - координаты ЦЭН предприятия.

Координаты потребителей электроэнергии

;

Мощности и координаты всех потребителей насосных станций сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Координаты потребителей электроэнергии

Наименование потребителей	Р, кВт	,,
1	2	3	4	5	6
М1	630	9,6	6048	12,2	7686
М2	630	10	6300	12,5	7875
М3	630	10,5	6615	13	8190
М4	630	10,8	6804	13,3	8379
М5	630	9	5670	13	8190
М6	800	9,3	7440	13,4	10720
М7	800	9,7	7760	13,8	11040
М8	320	10,7	3424	14,3	4576
М9	320	11	3520	15	4800
М10	320	11,5	3680	15,4	4928
М11	320	11,8	3776	15,8	5056
М12	500	10,1	5050	14,2	7100
М13	500	11,3	650	13,7	6850
М14	500	11,5	5750	14	7000
М15	630	3,2	2016	2,4	1512
М16	630	3,7	2331	2,7	1701
М17	500	2,3	1150	3	1500
М18	500	2,6	1300	3,3	1650
М19	320	3,1	992	4	1280
М20	320	3,7	1184	4,3	1376
1043081460111409

Центр электрических нагрузок располагается в точке с координатами
(10,68; 7,8).

Радиусы окружностей находим из выражения:

, (4.2)

где - расчетная активная нагрузка i-го потребителя, кВт;

m - масштаб для определения площади круга (m=50 кВт/мм2 - для 10 кВ и m=20 кВт/мм2 - для нагрузки 0,4 кВ).

Силовые нагрузки напряжением до и выше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга силовой нагрузки 0,4 кВ.

. (4.3)

Результаты расчета сведем в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Данные для построения картограммы электрических нагрузок

Наименование электроприемника	Рр.10 кВ, кВт	Рр.0,4кВ,кВт	Рр.осв.,кВт	ri, см		α, град
				10 кВ	0,4 кВ
Насосная ст. № 1	7803	797	9,7	7,04	3,56	4,38
Насосная ст. № 2	3662	253	14,74	4,8	2,0	20,9
Всего	11465	1050	24,4	8,5	4,1	8,3

5. Выбор ТП и компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача значительного количества реактивной мощности от энергосистемы к потребителям нерациональна из-за возникновения дополнительных потерь активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения и потерь напряжения в питающих линиях.

Суммарную реактивную мощность низковольтных батарей конденсаторов (НБК), МВАр, определим по формуле [11]:

, (5.1)

где - расчетная мощность батарей конденсаторов, МВАр;

- дополнительная мощность батарей конденсаторов в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах.

Суммарная мощность НБК распределяется между отдельными трансформаторами цеха пропорционально их реактивным нагрузкам.

Мощность НБК, МВАр, для рассматриваемой трансформаторной подстанции:

(5.2)

где - наибольшая реактивная мощность, МВАр, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением 0,4 кВ;

- расчетная реактивная нагрузка сети 0,4 кВ предприятия (см. ранее).

, (5.3)

где - количество трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

- номинальная мощность трансформаторов;

- расчетная активная нагрузка 0,4 кВ.

Дополнительная суммарная мощность НБК для рассматриваемой трансформаторной подстанции в целях оптимального снижения потерь определяется по формуле

, (5.4)

где γ - расчетный коэффициент определяемый в зависимости от К1 и К2.

Для насосных в качестве экономически целесообразной номинальной мощности цеховых трансформаторов рекомендуется мощность, равная 630кВА. Для четырех трансформаторов ТМ-630 кВА:

Расчетная мощность батарей конденсаторов получилась отрицательной, что указывает на то, что необходимости в установке батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения трансформаторов (0,4 кВ) нет.

Суммарную расчетную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяют из условия баланса реактивной мощности.

, (5.5)

где - расчетная потребляемая реактивная мощность на шинах 10 кВ;

- располагаемая мощность СД,;

- экономически целесообразная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 10 кВ по условиям сохранения устойчивой работы генераторов электростанций.

, так как синхронных электродвигателей на насосных станциях нет.

С точки зрения устойчивости системы определяется как:

(5.6)

где - суммарная расчетная потребляемая активная мощность на шинах 10 кВ;

- коэффициент мощности турбогенераторов АЭС, требуемый для их устойчивой работы.

Тогда мощность высоковольтных батарей конденсаторов

Выбираем 6 высоковольтных конденсаторных установок типа КЭК2-10,5-300-2У1, с номинальной мощностью 300 кВАр.

Мощность высоковольтных батарей конденсаторов распределяется равномерно по двум секциям РП-10 кВ.

6. Выбор кабелей

Выбор сечения проводов и жил кабелей зависит от технических и экономических факторов.

К техническим факторам, влияющим на выбор сечений, относят [8]:

нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушных линий от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

механическая прочность;

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

Данные факторы по-разному влияют на выбор воздушных и кабельных линий. В таблице 6.1 приведены особенности, присущие выбору кабельных линий.

Таблица 6.1 - Факторы, влияющие на выбор сечений кабельных линий

Фактор	Особенности выбора сечения кабельных линий
Нагрев рабочим (расчетным) током	Температура нагрева, а, следовательно, и ток ограничиваются допустимой температурой для изоляции и зависят от материала изоляции жил кабеля. Сечение выбирают по таблицам ПУЭ, которые учитывают температуру жилы кабеля.
Нагрев от кратковременного действия тока КЗ	Температура нагрева определяется как значение тока, так и временем его прохождения. Расчет ведут по количеству тепла, выделяемого за определенный промежуток времени и вызывающего нагрев жилы кабеля. Сечение выбирают ближайшее меньшее по сравнению с расчетным.
Потери напряжения в жилах кабеля или проводах ЛЭП	Имеют одинаковое сечение как для кабельных, так и для воздушных линий и различаются только разными значениями их индуктивного и емкостного сопротивлений
Механическая прочность	Механическая прочность жил кабеля определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку кабеля от полной собственной массы кабеля при его прокладке, протяжке и подвеске. Нагрузку учитывают при проектировании прокладки кабеля; она определяет минимально допустимое сечение жил кабеля для изготовления его на каждом напряжении
Коронирование	Коронный разряд происходит в резко неоднородном поле и начинается у электрода с малым радиусом кривизны (жилы кабеля или провода) при напряженности поля, равной критической. Увеличение радиуса кривизны приводит к снижению напряженности поля и предотвращению разряда. Существование коронного разряда в изоляции кабелей недопустимо, поскольку оно приводит к разложению изоляции и в дальнейшем к ее пробою. Поэтому сечение жил кабеля выбирают для случая полного отсутствия коронирования. По этой причине в одинаковых условиях минимально допустимое к применению сечение жил кабеля будет выше, чем у воздушных линий.
Экономическая целесообразность	Сечение должно выбираться по годовым затратам в соответствии с расчетом. При выборе сечения принимают ближайшее меньшее стандартное по отношению к расчетному.

При выборе сечения провода или жилы кабеля по техническим условиям приняты следующие условные обозначения:

- минимально допустимое сечение по нагреву;

- минимально допустимое сечение по термической стойкости к току КЗ;

- минимально допустимое сечение по механической прочности;

- минимально допустимое сечение по условиям коронирования;

- минимально допустимое сечение по потерям напряжения.

Из этих сечений только сечения и для кабелей выбирают без расчетов, как стандартные сечения. Остальные сечения - расчетные, по которым выбирают стандартные. При выборе стандартного сечения исходят из следующего:

выбирая сечения по термической стойкости принимают ближайшее меньшее сечение. Основанием для этого является повышенный процент ошибки, заложенный в самом методе расчета, в сторону превышения сечений;

выбор сечения по механической прочности для кабельных линий решается просто. Кабели выпускают с условием того, что самое малое (начальное в таблице) сечение является механически стойким. Для воздушных линий выбирают ближайшее большее стандартное сечение;

при выборе сечения по условиям короны для проводов воздушных линий выбирают ближайшее большее сечение. Однако в некоторых случаях, когда расчетное близко к стандартному, можно принять и меньшее. Например, полученное расчетное сечение равно 36,5 мм2, можно принять сечение 35 мм2. это решение принято на основании конкретных данных о достоверности электрических нагрузок, положенных в основу расчета;

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

после того, как определено минимально допустимое сечение провода по техническим условиям , его сравнивают с экономически целесообразным сечением.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производят по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в соответствии с выражением

, (6.1)

где - расчетный ток;

- экономическая плотность тока. Этот выбор экономического сечения не соответствует другим утвержденным положениям об экономических соображениях при решении всех электротехнических вопросов, нуждающихся в экономической оценке. Последнее определяется выражением:

(6.2)

По номинальному току и экономической плотности тока, равной 1,1А/мм2, произведем выбор сечений кабельных линий к отдельным электроприемникам. Проверку осуществим по пусковому току электродвигателей или току допустимой перегрузки трансформаторов.

К прокладке принимаем трехжильные кабели компании «АББ Москабель» с круглой алюминиевой жилой, изоляцией из сшитого полиэтилена, полупроводящих слоев по жиле и изоляции, в полиэтиленовой оболочке.

Данный вид кабелей обладает рядом преимуществ по сравнению с кабелями с бумажной изоляцией:

допустимые токи на 20-30 %;

при размещении одножильного кабеля в плоскости его нагрузочная способность возрастает еще на 5-10 %;

высокий ток термической устойчивости;

низкий вес;

меньший диаметр и, соответственно, диаметр изгиба;

использование полимерных материалов для изоляции и оболочки позволяет вести прокладку кабеля при температуре до -20 ºС без предварительного подогрева;

повреждаемость кабеля в 3-50 раз ниже. Учитывая то, что основным видом повреждений на кабелях являются однофазные замыкания на землю, затраты на ремонт одножильных кабелей значительно сокращаются;

наличие твердой изоляции дает огромные преимущества при прокладке кабеля на местности с большими наклонами, возвышенностями, т.е. на трассах с большой разницей в уровнях прокладки;

отсутствие жидких компонентов (масел) для усиления диэлектрических свойств изоляции упрощает использование монтажных средств, сокращает время прокладки и стоимость монтажных работ.

Номинальный ток электродвигателей определяется по формуле

(6.3)

где - номинальная активная мощность электродвигателя, А;

- номинальное напряжение, кВ;

- номинальный КПД двигателя, о.е.;

- номинальный коэффициент полезного действия, о.е.

Расчетный ток нагрузки насосных с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле

(6.4)

Здесь значения коэффициента мощности определены с учетом компенсации реактивной мощности.

Проверку по потере напряжения в нормальном режиме выбранных кабельных линий к отдельным электроприемникам произведем аналогично проверке КЛ.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Выбор сечений кабельных линий

Наименование оборудования	,.A,Марка и сечение кабеля,A, Ом/км, км, Ом
РП	2	357,7 715,4	335	2АПвВнг3х185	2х365	0,090	1,0	0,0450
М1 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,035	0,0040
М2 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,040	0,0041
М3 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,045	0,0046
М4 (630)	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,050	0,0052
М5 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,035	0,0040
М6 (800)	4,2	56,67 238	51,52	АПвВнг3х95	242	0,099	0,050	0,0050
М7 (800)	4,2	56,67 238	51,52	АПвВнг3х95	242	0,099	0,045	0,0045
М8 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,060	0,0062
М9 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,065	0,0067
М10 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,070	0,0072
М11 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,075	0,0077
М12 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,050	0,0052
М13 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,055	0,0057
М14 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,215	0,0221
М15 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,200	0,0206
М16 (630)	4,2	45,57 191,4	41,43	АПвВнг3х70	199	0,103	0,205	0,0211
М17 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,210	0,0216
М18 (500)	4,7	34,6 162,6	31,45	АПвВнг3х70	199	0,103	0,180	0,0185
М19 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,175	0,0180
М20 (320)	5,5	32,15 176,8	29,23	АПвВнг3х70	199	0,103	0,150	0,0154
ТП-1 (630)	1,4	36,42 50,98	33,1	АПвВнг3х50	160	0,110	0,055	0,0061
ТП-2 (630)	1,4	36,42 50,98	33,1	АПвВнг3х50	160	0,110	0,125	0,0137

7. Расчет токов короткого замыкания

.1 Общие сведения

Коротким замыканием (КЗ) является всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленными нейтралями - также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод) [3].

В системах с незаземленными нейтралями, заземленными через компенсирующие устройства, замыкание одной из фаз на землю называется «простым замыканием».

В зависимости от места возникновения короткого замыкания общее сопротивление электрической системы уменьшается, что приводит к увеличению токов в ее ветвях по сравнению с токами нормального режима. Одновременно уменьшаются напряжения отдельных точек системы, причем особенно значительно вблизи места КЗ.

Обычно в месте КЗ образуется некоторое переходное сопротивление, состоящее из сопротивления возникшей электрической дуги и сопротивлений прочих элементов пути тока КЗ от одной фазы к другой или от фазы на землю.

Точный учет переходного сопротивления практически невозможен, прежде всего из-за ненадежной оценки сопротивления дуги, которое является функцией тока и длины дуги и изменяется в весьма широком диапазоне.

В других случаях переходные сопротивления могут быть столь малы, что практически ими можно пренебречь. Такие короткие замыкания называют «металлическими».

При прочих равных условиях ток при металлическом КЗ больше, чем при наличии переходного сопротивления. Поэтому, когда требуется найти возможные наибольшие токи КЗ, следует исходить из худших условий, считая, что в месте КЗ отсутствуют какие-либо переходные сопротивления. В дальнейшем рассматриваются лишь металлические КЗ.

Простейшим видом КЗ является трехфазное КЗ, то есть одновременное замыкание всех фаз в одной точке. Оно является симметричным, поскольку при нем все фазы остаются в одинаковых условиях, как и в нормальном режиме, лишь токи возрастают, а напряжения уменьшаются.

Какой из видов КЗ является наиболее опасным, однозначно установить нельзя.

Это, прежде всего, зависит от того, применительно к решению какого вопроса рассматривается возможный в данной системе режим КЗ.

На основании расчетов переходных процессов решаются вопросы проектирования, сооружения и эксплуатации СЭС:

обоснование экономически целесообразных систем передачи, распределения и потребления электрической энергии;

обеспечение устойчивости перехода системы от одного режима работы к другому;

выбор электрических аппаратов электроустановок по условиям термической и динамической устойчивости и обеспечение надежной работы коммутационных элементов схемы электроснабжения;

- проектирования заземляющих устройств и т.д.

При решении большинства практических задач, связанных с расчетами токов КЗ, принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в точность расчетов, а именно:

пренебрегают насыщением магнитных систем всех элементов цепи КЗ (при насыщении магнитных систем генераторов, трансформаторов и электродвигателей изменяются их многие расчетные параметры, например, сопротивления);

все нагрузки представляют постоянными индуктивными сопротивлениями;

- пренебрегают активными сопротивлениями элементов схемы, если отношение результирующих сопротивлений от источника до точки КЗ (активные сопротивления учитывают только при определении степени затухания апериодических составляющих токов КЗ);

пренебрегают емкостными проводимостями на землю ВЛ напряжением до 220 кВ (для КЛ напряжением 110 кВ и выше емкостные проводимости необходимо учитывать);

не учитывают сдвиг по фазе ЭДС источников энергии, входящих в расчетную схему;

считают, что все элементы СЭС симметричны, а нарушение симметрии происходит только в месте КЗ (при несимметричных КЗ);

пренебрегают различием значений сверхпереходных индуктивных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;

пренебрегают токами намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов и т.д.

.2 Выбор системы относительных единиц

При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность и базисное напряжение . За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000МВ·А [5].

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ: 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ.

Сопротивления элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям.

При расчете КЗ предполагают, что предприятие получает питание от системы неограниченной мощности.

Источник бесконечной мощности характеризуется тем, что его собственное сопротивление равно нулю и его напряжение при коротком замыкании изменяется с постоянными частотой и амплитудой (другими словами: изменение внешних условий не влияет на работу самого источника). Практически это имеет место, например, при коротких замыканиях в маломощных и удаленных электроустановках, или при использовании чувствительного и быстродействующего автоматического регулирования возбуждения генераторов.

Сопротивление системы в относительных единицах, если задана мощность короткого замыкания на шинах источника питания, определяют по формуле

(7.1)

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов, если задано напряжение короткого замыкания, :

(7.2)

Сопротивление линии электропередачи, если задано удельное сопротивление, , и длина линии, :

(7.3)

Сопротивление синхронных и асинхронных электродвигателей, если заданы сверхпереходное сопротивление двигателей и номинальная полная мощность

(7.4)

Расчет производим в относительных единицах.

.3 Определение значений токов КЗ

Для расчета токов КЗ выбирают наиболее неблагоприятный режим работы системы электроснабжения предприятия, т.е. когда один из трансформаторов отключен. Расчет токов КЗ производим в следующих точках схемы замещения:

на шинах РП;

на шинах низшего напряжения трансформаторов ТП.

Для расчета релейной защиты определяем наибольшие и наименьшие значения периодической слагающей тока КЗ.

Мощность короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы энергосистемы, как указывалось ранее, составляет , .

Принимаем: Sб=1000 МВ×А - базисная мощность системы; Uб=10,5 кВ базисное напряжение.

Следовательно, базисный ток

Расчет токов КЗ в точке К1 производим после составления схемы замещения и определения параметров элементов схемы

Составим схему замещения (рисунок 7.1) и определим значения сопротивлений всех элементов.

Рисунок 7.1 - Схема замещения для расчетов токов КЗ в точке К1

Сопротивления системы

Сопротивление кабельной линии электропередачи

Сопротивление реактора типа РБУ-10-400-0,45УЗ с индуктивным сопротивлением, равным 0,45 Ом

Результирующее сопротивление до точки К1

Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке К1

(7.5)

(7.6)

Мощность КЗ в точке К1

(7.7)

(7.8)

Так как мощность короткого замыкания системы превышает 500 МВА, то принимаем установившийся ток КЗ равным трехфазному КЗ, т.е.

или .

Ток двухфазного КЗ в точке К1

(7.9)

(7.10)

Ударный ток КЗ в точке К1 найдем, исходя из условия, что наибольшее значение тока наступает через полпериода (0,01 с) с момента возникновения КЗ, а постоянная времени Та=0,05 с. При этом ky=1+exp(-0,01/0,05)=1,818.

Тогда

(7.11)

(7.12)

При расчете токов КЗ в точке К1 необходимо учитывать подпитку от высоковольтных электродвигателей, металлически связанных с местом КЗ, так как после момента возникновения КЗ роторы двигателей не затормаживаются мгновенно, а продолжают по инерции вращаться и подпитывают место КЗ благодаря запасенному магнитному полю машины.

Подпитку ударных токов КЗ принято учитывать от синхронных и асинхронных электродвигателей, а подпитку токов КЗ через время t = 0,2 с - только от синхронных.

Ток подпитки от электродвигателей в случае, если значения известны, определяют по формулам

, (7.13)

где , - соответственно ЭДС синхронного и асинхронного двигателей, причем принимается , .

(7.14)

здесь - коэффициент пуска электродвигателей, определяемый отношением величины пускового тока к номинальному, о. е.;

Так как электродвигатели подключены к шинам РП через кабельные линии различной длины, то при расчете токов подпитки необходимо учитывать их сопротивления.

Длины кабельных линий, питающих электродвигатели, трансформаторы ТП, приведены в таблице 7.2.

Их сопротивления , приведенные к базисным условиям, определяются по формуле

(7.15)

При учете тока подпитки целесообразно упростить схему замещения путем эквивалентирования отдельных ветвей. Например, анализ схемы замещения (рисунок 7.1) показывает, что к шинам 10 кВ РП подключены:

М1, М2, М3, М4, М5 - АД 630 кВт (длина линии - 35-45 м);

М6, М7 - АД 800 кВт (длина линии - 43-47 м);

М8, М9, М10, М11 - АД 320 кВт (длина линии - 66-82 м);

М12, М13 - АД 500 кВт (длина линии - 49-54 м);

М17, М18 - АД 500 кВт (длина линии - 178 м);

М15, М16 - АД 630 кВт (длина линии - 206-211 м);

М19, М20 - АД 320 кВт (длина линии - 165-192 м);

Таким образом, ветви с одинаковыми электродвигателями и примерно одинаковыми длинами кабельных линий можно заменить одной, эквивалентной ветвью с ЭДС, равной ЭДС одного из двигателей и результирующим сопротивлением, равным параллельному сложению сопротивлений всех эквивалентируемых ветвей, состоящих из сопротивления двигателя и, соответственно, сопротивления кабельной линии .

Эквивалентная ЭДС нескольких параллельных ветвей схемы замещения определяется по формуле

(7.16)

где

(7.17)

Результаты расчета сопротивлений двигателей по (7.14) и (7.15) и сопротивлений эквивалентных ветвей согласно (7.16) и (7.17) представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Результаты расчета сопротивлений эквивалентных ветвей

Наименование оборудования	Марка и сечение кабеля,, Ом, о.е., о.еОбозначение результирующего сопротивленияЕго величина, о.е.
1	2	3	4	5	6	7
РП	2АПвВнг 3х185	0,0450	0,408	0,408	0,408
М1 (630)	АПвВнг3х70	0,0040	0,036	321,2	64,2
М2 (630)	АПвВнг3х70	0,0041	0,037	321,2
М3 (630)	АПвВнг3х70	0,0046	0,042	321,2
М4 (630)	АПвВнг3х70	0,0052	0,047	321,2
М5 (630)	АПвВнг3х70	0,0040	0,036	321,2
М6 (800)	АПвВнг3х95	0,0050	0,045	252,9	126,5
М7 (800)	АПвВнг3х95	0,0045	0,0441	252,9
М8 (320)	АПвВнг3х70	0,0062	0,056	482,9	120,7
М9 (320)	АПвВнг3х70	0,0067	0,061	482,9
М10 (320)	АПвВнг3х70	0,0072	0,065	482,9
М11 (320)	АПвВнг3х70	0,070	482,9
М12 (500)	АПвВнг3х70	0,0052	0,047	361,7	180,9
М13 (500)	АПвВнг3х70	0,0057	0,052	361,7
М14 (500)	АПвВнг3х70	0,0221	0,200	361,7	361,7
М15 (630)	АПвВнг3х70	0,0206	0,187	321,2	160,7
М16 (630)	АПвВнг3х70	0,0211	0,191	321,2
М17 (500)	АПвВнг3х70	0,0216	0,196	361,7	180,9
М18 (500)	АПвВнг3х70	0,0185	0,168	361,7
М19 (320)	АПвВнг3х70	0,0180	0,163	482,9	241,5
М20 (320)	АПвВнг3х70	0,0154	0,139	482,9

Тогда схема на рисунке 7.1 упростится до вида, представленного на рисунке 7.2.

Рисунок 7.2 - Упрощенная схема замещения

Токи подпитки от эквивалентных ветвей определяем по формуле (7.13):

;

Суммарный ток подпитки

Ударный ток подпитки от электродвигателей в точке К1 найдем, исходя также из условия, что ky=1,818. Тогда

Результирующий ток КЗ в точке К1

Результирующий ударный ток КЗ (от системы и двигателей)

Мощность короткого замыкания с учетом тока подпитки электродвигателей

При выборе коммутационной аппаратуры необходимо знать токи трехфазного КЗ для моментов времени . В практических расчетах рекомендуется определять периодическую составляющую тока по расчетным кривым.

Расчетные кривые представляют собой зависимость от времени периодической составляющей тока КЗ от генератора, отнесенной к начальному току КЗ , при разных удаленностях точки КЗ, построенные для моментов времени до 0,5 с.

Удаленность точки КЗ характеризуется отношением тока к номинальному току генератора , приведенному к ступени напряжения, на которой находится точка КЗ, и определяемому по формуле

(7.18)

где - номинальная мощность генератора, МВт;

- номинальный коэффициент мощности генератора.

Определение периодической составляющей тока в месте КЗ от генератора (или группы генераторов) сводится к вычислению тока КЗ в начальный момент времени , вычислению отношения полученного тока к номинальному току генератора и нахождению по полученному значению относительного тока для момента времени t. По найденным значениям и определяют ток КЗ в момент времени t:

(7.19)

Асинхронные двигатели не обладают достаточным магнитным полем для оказания существенной подпитки через момент времени, равный 0,2 с. В данном проекте синхронных электродвигателей нет, поэтому подпитку тока КЗ в момент времени, равный 0,2 с не учитываем.

Допускаем, что питание нагрузки предприятия осуществляется от источника неограниченной мощности, следовательно, периодическая составляющая тока КЗ от системы остается неизменной в течение всего процесса КЗ, т. е. .

В таком случае, ток КЗ в точке К1 в момент времени t = 0,2 с:

Величина двухфазного тока КЗ в точке К1

Расчет токов КЗ в точке К2 производим согласно схеме замещения на рисунке 9.3. Расчет токов КЗ на шинах НН цеховой трансформаторной подстанции производим для определения уставок срабатывания средств релейной защиты, устанавливаемых на стороне ВН трансформаторов.

Поэтому ток КЗ в этой точке рассчитан приведенным к ступени высшего напряжения.

Рисунок 7.3 - Схема замещения к расчету токов КЗ в точке К2.

Сопротивление трансформатора ТП

Результирующее сопротивление до точки К2 от системы

Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ от системы в точке К2 в максимальном и минимальном режимах работы

Мощность КЗ в точке К2 при токе КЗ от системы

Ударный ток КЗ от системы в точке К2 найдем, исходя из условия, что наибольшее значение тока наступает через полпериода (0,01 с) с момента возникновения КЗ, а постоянная времени Та=0,05 с. При этом ky=1+exp(-0,01/0,05)=1,818.

Тогда

Результаты расчетов токов КЗ и мощностей КЗ в различных точках схемы замещения представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчетов токов КЗ

Режим	Точка КЗ	, кА, кА, кА, кА, МВА
max	К1	11,50	36,22	12,34	11,50	259,2
min		11,37	35,88	12,23	11,37	256,8
max	К2	0,597	1,530	0,516	0,597	10,86
min		0,596	1,527	0,515	0,596	10,85

8. Выбор и проверка электрических аппаратов и токопроводов

.1 Выключатели 10 кВ

Выключатели выбираем по номинальному току, номинальному напряжению, типу, роду установки и проверяем по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности в режиме КЗ.

Количество теплоты (тепловой импульс), выделяющееся в аппарате за время КЗ, кА2·с, определяется по формуле [8]

(8.1)

где суммарное время отключения выключателя приводом определяется собственным временем отключения аппарата и временем действия средств релейной защиты ;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, зависящая от реактивного и активного сопротивлений короткозамкнутой цепи.

В практических расчетах значение можно принимать из специально разработанных таблиц или графиков.

Согласно (8.1)

где суммарное время отключения выключателя с, ( - собственное время отключения выключателя приводом, - время срабатывания релейной защиты).

При выборе выключателя необходимо соблюдать следующее условие

(8.2)

где - предельный номинальный ток термической стойкости, который данный аппарат выдерживает без повреждения в течение предельного времени термической стойкости .

К установке в распределительных устройствах 10 кВ намечаем вакуумные выключатели, в которых гашение дуги при коммутациях электрической цепи осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК).

Вакуумные выключатели типа ВВЭ-10 используются в серийных КРУ общепромышленного назначения типа КМ-1, КМ-1Ф, К-104. Основными достоинствами вакуумных выключателей являются:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Число отключений номинальных токов вакуумным выключателем без замены ВДК составляет 10-20 тысяч отключений, число отключений номинального тока отключения - 20-200, что в 10-20 раз превышает соответствующие параметры маломасляных выключателей;

резкое снижение эксплуатационных затрат по сравнению с маломасляными выключателями. Обслуживание вакуумных выключателей сводится к смазке механизма и привода, проверке износа контактов по меткам один раз в пять лет или через 5-10 тысяч циклов включения-отключения;

полная взрыво- и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа ВДК;

повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств, в том числе и шкафы с несколькими выключателями при двух-трехярусном их расположении;

бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием выброса масла, газов при отключении токов КЗ;

отсутствие загрязнения окружающей среды;

высокая надежность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж;

К недостаткам вакуумных выключателей следует отнести повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что в ряде случаев вызывает необходимость принятия определенных мер по защите оборудования.

Намечаем к установке в ЗРУ-10 кВ ГПП вакуумные выключатели типа ВВЭ-10 с электромагнитным приводом.

Произведем сравнение технических параметров выключателей для установки их в качестве вводных, секционных, на отходящих линиях к трансформаторам цеховых ТП, отдельным электродвигателям.

Для использования в качестве вводного выключателя рассмотрим выключатель ВВЭ-10-20/1000 УЗ (таблица 8.1).

Данные таблицы 8.1 показывают, что выключатели ВВЭ-10-20/1000 УЗ удовлетворяют требованиям электродинамической устойчивости и мощности отключения КЗ при установке их на секциях 10 кВ РП. Кроме того, начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ схемы замещения предприятия меньше аналогичного параметра выключателя.

Таблица 8.1 - Условия выбора вводных выключателей ВВЭ-10-20/1000 УЗ

Параметр	Условия выбора	Величина
		номинальная	расчетная
Uном, кВ	Uном ≥ Uуст.	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Umax. раб	12	10
Номинальный ток, А	Iном ≥ Iрасч.	1000	715,4
Ток электродинамической стойкости, кА	Iдин ≥ Iу	50	36,22
Ток термической стойкости и допустимое время его действия, А/c	I2тер.номtтер.ном ≥ Вк	20/3	11,5/0,07
Начальное действующее значение периодической составляющей, кА	Iп0≤ Iп.0.ном2011,5
Ток отключения, кА	2011,5
Мощность отключения, кВ·А	363,3259,2

Токи короткого замыкания были определены без учета активного сопротивления элементов схемы замещения, а, следовательно, их расчетная величина несколько завышена. Принимая во внимание и то предположение, что на момент возникновения короткого замыкания не все электродвигатели окажутся включенными, можно рекомендовать к установке на вводе 10 кВ РП выключатели типа ВВЭ-10-20/1000 УЗ.

Для секционного выключателя РП выбираем выключатель типа ВВЭ-10-20/630 УЗ.

Расчетный ток данного выключателя определяется из условия, что через секционный выключатель может протекать лишь ток одной из секций РП-10 кВ насосных станций.

Величина токов короткого замыкания на секциях 10 кВ РП, приведенная в таблице 10.3, определялась при включенном секционном выключателе с учетом подпитки от всех высоковольтных электродвигателей.

Через секционный выключатель максимально может протекать лишь ток КЗ от системы и подпитка от всех электродвигателей одной секции РП, поэтому тем более можем принять к установке в качестве секционного выключателя выключатель типа ВВЭ-10-20/630 УЗ, так как ток подпитки для него в любом случае будет меньше, чем для любого выключателя отходящей линии.

Таблица 8.2

Условия выбора секционного выключателя ВВЭ-10-20/630 УЗ

Параметр	Условия выбора	Величина
		номинальная	расчетная
Uном, кВ	Uном ≥ Uуст.	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Umax. раб	12	10
Номинальный ток, А	Iном ≥ Iрасч.	630	357,7
Ток электродинамической стойкости, кА	Iдин ≥ Iу	52	36,22
Ток термической стойкости и допустимое время его действия, кА/c	I2тер.номtтер.ном ≥ Вк	20/3	11,5/0,07
Начальное действующее значение периодической составляющей, кА	Iп0≤ Iп.0.ном2011,5
Ток отключения, кА	2011,5
Мощность отключения, МВ·А	572,2259,2

В качестве выключателей в ячейках отходящих линий, питающих асинхронные двигатели мощностью 800-320 кВт (номинальный ток - 54,64 - 22,14А), принимаем выключатели типа ВВЭ-10-20/630 УЗ, так как выключателей с меньшим номинальным током на такую отключающую способность нет.

Для подключения к шинам 10 кВ РП трансформаторов мощностью 630кВА используем также выключатели типа ВВЭ-10-20/630 УЗ.

8.2 Проверка кабелей 10 кВ

После определения токов короткого замыкания и выбора выключателей 10 кВ можно произвести проверку сечений жил кабелей по термической стойкости к токам КЗ.

Термически стойкое к токам КЗ сечение определяют по формуле

, мм2 (8.3)

где - установившееся значение тока КЗ, кА;

- приведенное время КЗ;

, А·с1/2/мм2 - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля.

Приведенное время определяют по справочным кривым в зависимости от и действительного времени КЗ , где - длительность действия защиты, с; - длительность действия выключателя, с.

Для вакуумных выключателей , длительность основной защиты можно принять равной 0,06 - 0,1 с. - для кабельных линий, питающихся от шин ГПП.

- для кабелей с алюминиевыми жилами и полиэтиленовой изоляцией для напряжения 10 кВ.

Тогда для кабельных линий, питающихся от шин РП,

то есть сечения кабельных линий, принятых ранее для питания трансформаторных подстанций и ряда электродвигателей не удовлетворяют требованиям термической устойчивости.

В техническом описании кабелей фирмы АББ указываются предельно допустимые односекундные токи КЗ по жиле и экрану в зависимости от сечения жил. Так, для алюминиевых жил сечением 35 мм2 предельно допустимый односекундный ток КЗ составляет 3,3 кА, для 50 мм2 - 4,7 кА, для сечения 70 мм2 - 6,6 кА, для сечения 95 мм2 - 8,9 кА.

Осуществим проверку по тепловому импульсу за время протекания тока КЗ до момента срабатывания основной защиты и выключателя.

Так как , то - длительность апериодической составляющей тока КЗ, следовательно, расчет теплового импульса можно произвести по току , в предположении, что переходный процесс длится всего 0,067 с. Учитывая, что для сечения 50 мм2, имеем

;

Для сечения 70 мм2 имеем

Таким образом, можно оставить сечения кабельных линий без изменения в уверенности, что кабели удовлетворяют условию термической устойчивости к токам КЗ.

8.3 Трансформаторы тока

Трансформаторы тока выбираются:

- по напряжению;

по току. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки трансформатора тока приводит к увеличению погрешностей. Иногда приходится завышать номинальный ток первичной обмотки по условию электродинамической стойкости. Если это приводит к недопустимой для расчетных счетчиков погрешности, то в цепях линий 6-10 кВ ток не завышают, т. е. устанавливают трансформаторы тока динамически нестойкие. В цепях силовых трансформаторов в этом случае приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на низшей стороне;

- по электродинамической стойкости или , где - кратность электродинамической стойкости по каталогу. Встроенные и шинные трансформаторы тока на электродинамическую стойкость не проверяются;

по термической стойкости ;

по вторичной нагрузке , где - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности; - вторичная нагрузка, где - сопротивление присоединенных приборов ; - сопротивления контактных соединений, равное 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 при большем числе приборов.

Чтобы выполнить условие , сопротивление проводов должно быть , тогда сечение проводов

где - удельное сопротивление материала провода (для медных алюминиевых - ); - при соединении трансформаторов тока в полную звезду; - при соединении в неполную звезду; - длина провода, соединяющего трансформатор тока и прибор в один конец, м.

Расчет мощности приборов, включаемых в трансформаторы тока приведен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Расчет мощности приборов

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза С
Амперметр	Э-378	0,1	-
Ваттметр	Д-585	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	САЗУ-И670	2,5	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРЗУ-И673	2,5	2,5
Итого:		5,6	5,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на фазу А, по ней и произведем выбор трансформаторов тока. По току вводного выключателя можно было бы принять к установке трансформатор тока ТЛМ-10-1000/5 с двумя обмотками, первая, номинальной мощностью и классом точности 0,5, предназначена для включения измерительных приборов, вторая, номинальной мощностью и класса точности 10 - для включения средств релейной защиты. Для повышения точности измерения во вводной ячейке можно установить трансформаторы тока типа ТЛМ-10-800/5 с двумя обмотками той же мощностью.

Трансформаторы устанавливаем в фазы А и С по схеме неполной звезды. Допустимая мощность, теряемая в соединительных проводах, определяется по формуле

(8.4)

где I2 - вторичный ток трансформатора тока.

Принимаем длину соединительных проводов, равную 3 м, тогда

м.

Сопротивление приборов

Если принять сопротивление контактов , то сечение проводов

мм2.

Расчетное сечение проводов удовлетворяет требованиям минимально допустимого сечения по механической прочности, равного 1-2,5 мм2. Принимаем ближайшее стандартное большее сечение проводов из алюминия, равное 1,5мм.

Выбор трансформаторов тока приведен в таблице 8.4.

Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе производим аналогично (таблица 8.5).

противоаварийный водоснабжение насосный электроприемник

Таблица 8.4 - Условия выбора ТТ на вводных выключателях 10 кВ РП

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ≥ Uр
Iн, А	715,4	800	Iн ≥ Iр
S2ном, В·А	5,6	10	S2ном ≥ S2р
Iд.с., кА	36,22	100	Iд.с≥iу
Iт.с., кА	11,5	26	≥

Таблица 8.5 - Условия выбора трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ РП

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ≥ Uр	357,7	600	Iн ≥ Iр
S2ном, В·А	3,1	10	S2ном ≥ S2р
Iд.с., кА	36,22	100	Iд.с≥iу
Iт.с., кА	11,5	26	≥

Проведя аналогичные расчеты и проверку расчетных и каталожных данных, выбираем трансформаторы тока для всех остальных ячеек.

При выборе трансформаторов напряжения следует учесть, что в установках 6, 10, 35 кВ они используются для включения измерительных приборов и для включения средств сигнализации и защиты от замыканий на землю. Этим условиям отвечают трансформаторы напряжения типов ЗНОМ, ЗНОЛ, НТМИ, НКФ, НАМИ.

.4 Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

по напряжению;

- по вторичной нагрузке , где - номинальная мощность в выбранном классе точности; - нагрузка всех измерительных приборов и реле.

Выбираем трансформатор напряжения типа НТМИ.

К трансформатору напряжения присоединим по восемь счетчиков активной и реактивной мощности, два вольтметра.

Нагрузка этих приборов составит

Условия выбора трансформаторов напряжения приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Условия выбора трансформаторов напряжения НТМИ

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ≥ Uр
S2ном, В·А	169,7	200	S2ном ≥ S2р

Для защиты трансформаторов напряжения принимаем предохранители типа ПКН001-10УЗ.

.5 Выбор КРУ

Для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты, равной 50 Гц, напряжением 10 кВ принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. КРУ серии К-63 применяются в качестве распределительных устройств 6-10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные ТП, для электрических сетей промышленности, электрических станции и электрификации железнодорожного транспорта. Шкафы КРУ серии К-63 предназначены для работы внутри помещения с климатическим исполнением УЗ - ГОСТ 15150-69; атмосферный тип II по ГОСТ 15150-69 (примерно соответствует атмосфере промышленных районов).

Технические данные, основные параметры и характеристики КРУ серии К-63 приведены в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Технические данные К-63

Параметры	Значение параметров
1 Номинальное напряжение, кВ	10
2 Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
3 Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ, А	1000
4 Номинальный ток сборных шин, А	2000
5 Ток термической стойкости при времени протекания 3 с, кА	31,5
6 Ток электродинамической стойкости главных цепей КРУ, кА	81
7 Уровень изоляции	Нормальная изоляция, уровень Б
8 Вид изоляции	Воздушная
9 Вид линейных высоковольтных присоединений	Кабельные

Для питания цепей управления, сигнализации, автоматики и защиты на РП применяем источники выпрямленного тока. Стабилизированные источники питания БПНС-1 и БПТ-1002 используем для питания цепей защиты, автоматики и управления. Для цепей сигнализации используем нестабилизированные блоки типа БПН-1002. Защиту оперативных цепей при КЗ осуществляем автоматическими выключателями. Питание схем управления выполняем отдельно от схем защиты, сигнализации и оперативной блокировки.

В ответственных цепях, где нарушение целостности цепей питания может привести к отказу или ложному срабатыванию защиты и автоматики устанавливаем выключатели с блокировкой на сигнал.

Сигнал о неисправности в цепях питания оперативного тока выводим дежурному персоналу.

. Расчет показателей качества электроэнергии

Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяются государственным стандартом (ГОСТ-13109-97 Электрическая энергия. Требования к качеству энергии в электрических сетях общего назначения) на основные и дополнительные.

К основным относят 11 показателей: отклонение напряжения , размах изменения напряжения , дозу Фликера Рt (является интегральной характеристикой колебаний напряжения, вызывающих у человека накапливающуюся усталость за установленный период времени от раздражений мигания света; в действующих электрических сетях этот показатель вводится по мере их оснащения соответствующими измерительными приборами), коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения , коэффициент n - й гармонической составляющей напряжения , коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности , коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности , отклонение частоты , длительность провала напряжения , импульсное напряжение , коэффициент временного перенапряжения .

При определении значений некоторых ПКЭ используют следующие вспомогательные параметры электрической энергии:

частоту повторения изменений напряжения;

интервал между изменениями напряжения;

глубину провала напряжения;

частоту появления провалов напряжения; длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды;

длительность временного напряжения.

Значения ПКЭ в нормальном и послеаварийном режимах работы электрической сети не должны выходить за пределы максимальных значений, указанных в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Нормируемые значения ПКЭ

Основные ПКЭ

Нормальное

Максимальное

1 Отклонения напряжений , % в эл. сети напряжением

до 1 кВ 6-10 кВ


2 Размах напряжения ,% на входах осветительных установокВ соответствии ГОСТ 13109-97
3 Доза Фликера Рt, % , не более, в эл. сети, к которой присоединены лампы: - накаливания в помещениях со значительным напряжением зрения; - накаливания в остальных помещениях; - люминесцентные;	- - -	0,013 0,034 0,079

4 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения%, более, в эл. сети напряжением

до 1 кВ 6-10 кВ 35 кВ 110 кВ и выше 5 4 3 2 10 8 6 4
5 Коэффициент гармонической составляющей напряжения Ku(n) нечетного (четного) порядка, %, не более, в электрической сети, напряжением: до 1 кВ; 6 - 20 кВ; 110 кВ и выше	- - -
6 Коэффициент обратной последовательности ,%, и более:24
7 Коэффициент нулевой последовательности , не более:24
8 Отклонение частоты, f, Гц
9 Длительность провала напр. tn
10 Импульсное напряжение U, В, не более.Устанавливается для переходного режима в соответствии с ГОСТ 13109-97

При этом в течение не менее 95 % времени каждых суток для нормального режима работы электрической сети ПКЭ не должны выходить за пределы нормальных значений.

В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от +0,5 Гц до - 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 часов.

В аварийных режимах допускается кратковременный выход ПКЭ за допустимые пределы: снижение напряжения до нулевого уровня и отклонение частоты от ±5 Гц с последующим их восстановлением до значений в послеаварийных режимах.

Произведем расчет потерь напряжения в кабельных линиях (предварительный расчет потерь напряжения был произведен при выборе схемы электроснабжения насосных):

Для кабельной линии: ;

тип кабеля 2АпвВнг3х185;

;

; (9.1)

;

, (9.2)

Произведем расчет потерь напряжения для нормального и послеаварийного режимов работы, при котором вся нагрузка предприятия питается от одной кабельной линии то есть, ; ; .

Потери мощности на участке КЛ в послеаварийном режиме работы сети

(9.3)

(9.4)

Мощность начала звена

(9.5)

Напряжение на приемном конце линии

(9.6)

Модуль напряжения

(9.7)

КПД линии

Коэффициент мощности приемного конца линии

(9.8)

Угол сдвига между напряжениями передающего и приемного конца линии

(9.9)

Продольная составляющая потерь передачи (0,9 %). Поперечная составляющая потерь всей электропередачи (0,54 %).

Суммарные потери напряжения в передаче составляют 0,114 кВ (1,037%), что допустимо. Расчет ПКЭ для нормального и послеаварийного режима работы схемы электроснабжения предприятия, показывает, что требования ГОСТ-13109-97 соблюдаются в нормальном и послеаварийном режимах.

10. Релейная защита и автоматика

.1 Выбор видов РЗ

Для защиты электрооборудования в схеме электроснабжения применяем устройства релейной защиты, предназначенные для [9]:

а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической схемы с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, применяют действие защиты только на сигнал;

б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Ввиду большой ответственности устройств релейной защиты применяем только проверенные опытом типовые схемы защиты.

При выборе средств релейной защиты руководствуемся следующими требованиями к устройствам: селективностью (автоматическим отключением только поврежденного участка); чувствительностью (действием защиты при минимально возможном токе КЗ в системе); быстродействием (минимально возможным временем срабатывания); надежностью (четким действием всех элементов схемы защиты в течение расчетного времени, в качестве которого принимают время между очередными плановыми проверками).

Для обеспечения надежности применяют высококачественные и надежные реле и другие аппараты РЗиА, выполняют более простые схемы защиты с возможно меньшим числом реле, контактов, цепей. Для защиты установленного электрооборудования применяем следующие виды защит, устанавливаемые в соответствии с ПУЭ гл 13.1.

Выбор объема релейной защиты приведен в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Выбор объема релейной защиты

Вид оборудования	Вид повреждения	Вид защиты
Трансформаторы ТП ТМ-630/10	Многофазные КЗ в обмотках трансформаторов и на его выводах	Токовая отсечка
	Витковые замыкания и другие повреждения внутри кожуха трансформатора	Реле давления
	Внешние КЗ	МТЗ
	Перегрузка	МТЗ на сигнал
Электродвигатели	Сверхтоки перегрузки	МТЗ
	Снижение напряжения	Защита минимального напряжения
	Асинхронный ход (для СД)	Защита от асинхронного хода
	Многофазные КЗ в двигателях и на его выводах	Токовая отсечка. Продольная дифференциальная защита (если токовая отсечка не отвечает требованиям чувствительности)
Кабельные линии	Замыкание на землю	МТЗ нулевой последовательности с действием на сигнал

.2 Расчет релейной защиты АД

Произведем расчет уставок срабатывания защиты от многофазных замыканий (токовой отсечки) асинхронного двигателя (АД) номинальной мощностью 800 кВт.

Ток срабатывания защиты двигателя, выполненной на основе электромагнитного реле типа РТ-40, определяется из условий отстройки от максимального значения пускового тока. Первичный ток срабатывания определяется по формуле:

(10.1)

где - коэффициент надежности; - пусковой ток двигателя.

Ток срабатывания реле

(10.2)

где - коэффициент схемы для соединения обмоток трансформаторов тока по схеме «звезды» или «неполной звезды»;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности

(10.3)

Уставку защиты от перегрузки (максимальная токовая защита) определим как

, (10.4)

где - коэффициент надежности;

- коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле

(10.5)

Коэффициент чувствительности

(10.6)

Для электродвигателя предусматриваем защиту с независимой от величины тока характеристикой выдержки времени с помощью реле тока РТ-40 и реле времени ВЛ-34.

Расчет тока однофазного замыкания на землю в сети 10 кВ допускается выполнять по упрощенной методике, согласно которой

(10.7)

Так как ток замыкания на землю менее 5 А, то защиту выполняем с действием на сигнал.

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

.1 Что такое технология SMART

Технология SMART - Self - Monitoring, Analysis and Reporting Technology (от англ. "Технология Самодиагностики, Анализа и Отчета") - была создана для повышения надежности работы и сохранности данных о состоянии оборудования. В большинстве случаев, применение SMART-технологии позволяет предсказать появление наиболее вероятных ошибок в работе устройств и, тем самым, дают возможность персоналу своевременно выполнить необходимые действия по выводу оборудования из работы для предотвращения аварийной ситуации и/или полной его замены до выхода из строя.система производит наблюдение за основными характеристиками оборудования, каждая из которых получает оценку. Характеристики можно разбить на две группы:

1) параметры, отражающие процесс естественного старения оборудования (количество циклов включения-отключения);

2) текущие параметры оборудования (объем и давление элегаза).

Следует отметить, что оборудование само не может сообщить о своем состоянии посредством технологии SMART, для этого существуют специальные программы. Таким образом, использование технологии SMART немыслимо без двух составляющих: программного обеспечения, встроенного в контроллер оборудования; внешнего программного обеспечения, встроенного в систему управления.

Программы, отображающие состояние SMART-устройств, представляет собой набор мини-подпрограмм, которые и определяют поддерживаемые оборудованием функции самодиагностики. Наиболее распространенные среди них: набор атрибутов, отражающих состояние отдельных параметров оборудования; внутренние тесты оборудования; журналы SMART (ошибок, общего состояния, дефектных элементов оборудования и т.п.).

В настоящий момент не существует официальной документации или единого стандарта на технологию SMART. В связи с этим, производители не публикуют полные характеристики и поддерживаемые функции SMART в своем оборудовании. Отсутствие стандартов означает, что специалисты, выбирая оборудование для создания SMART-сети, должны определить, какие элементы будут работать совместно, а какие потребуют дополнительной дополнительных усилий для интеграции.

Технологии SMART широко внедряются во многих сферах (строительство, машиностроение, информационные технологии). При этом необходимо отметить, что SMART - это, прежде всего, информационная среда, доля программного обеспечения в которой составляет около 70 %. Именно этот фактор определяет быстрое развитие данной технологии.

Примером реализации концепции SMART может служить «умный дом». В общих чертах, система работает следующим образом. К центральной шине подключено множество датчиков, которые собирают различную информацию, начиная от температуры на улице и внутри помещений и заканчивая скоростью движения воздуха в вентиляционной шахте. После опроса этих датчиков система анализирует ситуацию и в зависимости от установок, заданных ей оператором, принимает то или иное решение.

Но это не означает, что человек становится заложником автоматики - он может сам управлять системой при необходимости. Управление может осуществляться с пультов, установленных на стенах помещения. Пульты могут быть как простыми (обычные переключатели), так и более сложными, с подключенными сенсорными экранами. Система также способна контролировать расход ресурсов. Так, когда датчик будет фиксировать достаточную освещенность, система выключит ненужное освещение или снизит интенсивность обогрева при повышении температуры на улице.

"Умный дом" может представлять собой как децентрализованную систему, так и систему с центральным компьютерным управлением. Первое означает, что у системы нет какой-то центральной точки, в которую стекается информация от устройств. В таком случае каждое устройство подключено к общей шине данных, посредством которой устройства общаются между собой. Так же быстро решаются проблемы в случае аварийных ситуаций: оператор видит место аварии на экране и знает, куда послать ремонтную бригаду. Использование подобных систем позволяет уменьшить количество обслуживающего персонала, поскольку для наблюдения за всем комплексом достаточно одного оператора. Как и любая другая, эта система также имеет свои недостатки. Нельзя бесконечно увеличивать количество подключенных устройств, ведь скорость работы системы - весьма критичный фактор. При увеличении числа устройств не только усложняется их подключение, но и снижается общая производительность системы.

В последнее время, еще одним направлением интенсивного внедрения SMART-технологий становиться электроэнергетика.

.2 Технологии SMART в электроэнергетике

Как в России, так и за рубежом, большая часть производства электроэнергии осуществляется на крупных электростанциях (ТЭС, АЭС, ГЭС), связанных с магистральными системами электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, которые, в свою очередь, поставляют электроэнергию в распределительные сети среднего и низкого напряжения. Производством, передачей и распределением электроэнергии по сетям обычно управляют национальные или региональные операторы. Тем не менее, все более широкое применение при производстве электроэнергии, особенно за рубежом, получают источники малой генерации, которые встраиваются в первоначально рассчитанную под крупные централизованные электростанции сеть, что приводит не только к изменению требований к управлению передачей электроэнергии, но и к структуре самих распределительных сетей.

Свободный рынок электроэнергии и возможность использования малой генерации не только для собственных нужд крупных промышленных потребителей, но и для продажи излишек вырабатываемой электроэнергии через сети распределительных компаний, требует готовности сетевого комплекса к приему и перераспределению дополнительных потоков мощности не только в сети 110 кВ, но и в сети 10-35 кВ.

Однако, все более жесткие требования к надежности и качеству энергоснабжения потребителей на фоне стремительного развития технологий генерации (в том числе и с использованием нетрадиционных источников) сталкиваются с растущим износом основного технологического оборудования распределительных сетей, что ограничивает возможности подключения новых потребителей и эффективного контроля распределения электрической энергии. Решением проблем регулирования перетоков мощности в распределительной сети может стать создание интеллектуальных сетей по системе SMART-сети.

В настоящий момент времени, в Европе, разрабатывается концепция необслуживаемых электрических сетей с функцией самодиагностики и автоматизированным принятием решений по управлению режимами сети.

Данная технология управления сетями включает в себя организационные и технические решения, в том числе:

) автоматизированное считывание показаний приборов учета, контроль качества электроэнергии, составление баланса мощностей;

) удаленный мониторинг технического и оперативного состояния оборудования с использованием SCADA систем;

) автоматизированное управление оперативной схемой сети в зависимости от величины нагрузки;

) управление «малой» генерацией, контроль частоты, реактивной мощности и уровней напряжения;

) автоматизация определения «узких мест» и на основании анализа, определение необходимости ремонта или реконструкции элементов сети.

.3 «Умный» счетчик (Smart meters) для автоматизированного учета и контроля качества электроэнергии

«Умный» счетчик - современный прибор для повышения энергоэффективности, который идентифицирует потребление более подробно, чем обычный счетчик (рисунок 11.1) и сообщает эту информацию через электрическую сеть для контроля и составления счетов оплаты за потребленную электроэнергию.

Рисунок 11.1 - “Умный” счетчик

В устройстве может использоваться сенсорный экран в качестве
управляющей панели. На ней можно оценить и упорядочить потребление электроэнергии из различных подключённых розеток. Данные можно смотреть и регулировать, также пользователь имеет возможность сравнивать характеристики потребления по времени, нагрузке и т. п. Подобные счетчики включают в себя технологии, позволяющие уведомить об отключениях
электроэнергии, и выполнить контроль ее качества.

Критичной технологической проблемой всех интеллектуальных счётчиков является организация связи с ними. Каждый счётчик должен быть способен надёжно и защищено передавать собранную информацию в центральный узел.

Принимая во внимание различие сред и местоположений счётчиков, эта проблема может оказаться достаточно сложной. Среди предлагаемых решений: использование сотовых/пейджинговых сетей, выделенных радиоканалов, обмена данными по ЛЭП. Существуют несколько других потенциально пригодных сетевых конфигураций, включая использование Wi-Fi и других интернет-ориентированных сетей.

На сегодняшний день не существует решения, оптимального для любых применений.

Приборы для применения в городской черте, как правило, имеют множество различных вариантов коммуникации, в отличие от приборов, разработанных для установки в сельской местности или приборов размещаемых в проблемных регионах, таких как горная местность или территории, слабо обслуживаемые беспроводными и интернет-провайдерами. Одна из схем построения системы учета электроэнергии с использованием smart-счетчиков в общем виде показана на рисунке 11.2.

Рисунок 13.2 - Вариант построения системы учета энергии с использованием smart-счетчиков

У “умного” счетчика каждой местной электрической сети предполагается наличие Smart центра, который соединяет счетчики на частоте до 900 МГЦ с сервером автоматизации измерения через наземную линию связи, а на “нижнем” уровне располагаются счетчики. В зависимости от типа потребителя для учета электроэнергии и управления потреблением используются одно- или трехфазные счетчики; трехфазные счетчики используются также для контроля баланса на заданных участках электросети.

Обмен данными со счетчиком осуществляется по обычной
электропроводке 0,23-0,4 кВ. Все счетчики доступны маршрутизатору, который устанавливается на трансформаторной подстанции, выполняет функции сбора и временного хранения данных, а также коммуникационные
функции. Маршрутизатор поддерживает двустороннюю связь с smart-центром с помощью сотовой сети связи (GSM).

Использование smart-счетчиков у потребителей дает возможность дистанционно контролировать потребление электроэнергии, ее качество, что, в конечном счете, позволяет снизить потери и полностью автоматизировать ведение балансов электроэнергии.

Также smart-счетчики позволяют применять переменные электрические тарифы во время периодов пиковых или непиковых нагрузок и, управляя групповым выключателям нагрузки, контролировать большие энергоемкие приборы, такие, например, как подогреватели горячей воды, стиральные машинки и т. п. так, чтобы они потребляли электроэнергию, когда она стоит наиболее дешево.

.4 Автоматизация управления оборудованием сетей 35-110 кВ

Построение распределительной smart-сети невозможно представить без технологий автоматизированного управления работой сети и дистанционного мониторинга состояния энергетического оборудования, которые позволяют эффективно и безопасно применять в распределительных сетях альтернативные источники энергии, в том числе солнечную энергию, энергию ветра и другие решения, и, по мере необходимости, поставлять эту энергию потребителю. Наиболее эффективным методом автоматизации на данный момент является применение SCADA-систем.

Термин SCADA-система используют для обозначения программно- аппаратного комплекса сбора данных (телемеханического комплекса). Системы такого класса предоставляют возможность осуществлять мониторинг и диспетчерский контроль множества удаленных объектов (от 1 до 10000 пунктов контроля, иногда на расстоянии в тысячи километров друг от друга) или одного территориально распределенного объекта. Основная задача SCADA - это сбор информации о множестве удаленных объектов, поступающей с пунктов контроля, и отображение этой информации в едином диспетчерском центре. Кроме этого, SCADA должна обеспечивать долгосрочное архивирование полученных данных. При этом диспетчер зачастую имеет возможность не только пассивно наблюдать за объектом, но и им управлять, реагируя на различные ситуации.

Работа SCADA - это непрерывный процесс сбора информации в режиме реального времени с удаленных точек (объектов) для обработки, анализа и возможного управления. Все современные SCADA-системы включают три основных структурных компонента (рисунок 11.3).

Рисунок 11.3 - Структура SCADA-системы

Это следующие компоненты.

Удаленный терминал, подключающийся непосредственно к контролируемому объекту и осуществляющий обработку задачи (управление) в режиме реального времени. Спектр функций терминала широк: от примитивных датчиков, осуществляющих сбор информации с объекта, до специализированных многопроцессорных вычислительных комплексов, осуществляющих обработку информации и управление в режиме жесткого реального времени. Конкретная его реализация определяется спецификой применения. Использование устройств низкоуровневой обработки информации позволяет снизить требования к пропускной способности каналов связи с центральным диспетчерским пунктом.

Диспетчерский пункт управления (главный терминал или SCADA-сервер) осуществляет обработку данных и управление высокого уровня. Одна из основных функций - обеспечение человеко-машинного интерфейса (между человеком-оператором и системой). В зависимости от конкретной системы может быть реализован в самом разнообразном виде: от одиночного
компьютера с дополнительными устройствами подключения к каналам связи до больших вычислительных систем и/или объединенных в локальную сеть рабочих станций и серверов.

Коммуникационная система (каналы связи) между удаленным и главным терминалом. Она необходима для передачи данных с удаленных точек на центральный интерфейс диспетчера и передачи сигналов управления обратно. В качестве коммуникационной системы можно использовать следующие каналы передачи данных: частные радиосети; аналоговые телефонные линии; цифровые сети; сотовые сети GSM (GPRS). С целью дублирования линий связи устройства могут подключаться к нескольким сетям, например к выделенной линии и резервному радиоканалу.

При построении систем управления на базе SCADA обязательным условием является готовность оборудования к интеграции в подобную систему, нижний уровень которой - это сеть программируемых микропроцессорных контроллеров, размещенных непосредственно около силового и измерительного оборудования и ведущих процесс сбора и предварительной обработки первичной информации и выполняющих задачи местного управления оборудованием.

Применение SCADA-систем как элемента АСУ ТП подстанций в сетях 35-110 кВ позволяет перейти к автоматизации технологических процессов по преобразованию и распределению электроэнергии на энергетических объектах, в том числе дает возможность более эффективного управления распределением электрической энергии при подключении к распределительным сетям возобновляемых источников энергии.

Помимо автоматизированного управления процесса передачи и распределения электроэнергии важной задачей является диагностический мониторинг состояния основного силового и вторичного оборудования. Цель диагностики основных производственных фондов - на основе определения состояния электрооборудования максимально использовать фактический ресурс и предотвратить аварийный отказ оборудования.

Задачей развития средств и методов диагностики, является возможность проведения общего обследования оборудования собственными силами предприятий сетевых организаций, результаты которых создают целостную картину динамики изменения основных параметров оборудования, определяющих его техническое состояние и являющихся предпосылкой и обоснованием для комплексного обследования оборудования с целью определения необходимости вывода его в ремонт или замены.

Развитие методов диагностики должно осуществляться в двух направлениях:

) диагностика оборудования в «полевых условиях» передвижными диагностическими лабораториями и переносными приборами с целью получения достаточного материала для анализа состояния оборудования;

) внедрение и развитие систем мониторинга технического состояния основного оборудования с передачей данных в формате «on-line» на наиболее ответственных объектах электрических сетей (узловые ПС и т. п.).

Кроме разработки методов диагностики необходима система анализа полученных в ходе измерений данных с целью определения остаточного срока службы оборудования. Создание базы данных средств диагностики и неразрушающего контроля, перечня диагностируемого оборудования и нормативной базы на ремонт оборудования с внедрением АСУ ТОиР позволит перейти к обслуживанию оборудования по фактическому состоянию.

Применительно к устройствам вторичной коммутации на ПС 35-110 кВ построение smart-сетей должно идти по направлению внедрения стандарта МЭК 61850 и оптических измерительных трансформаторов.

Создание интегрированного решения АСУ ТП с МЗА на базе МЭК 61850 обеспечивает совместное использование интеллектуальных электронных устройств разных производителей или возможность замены устройства, поставляемого одним изготовителем, на устройство, поставляемое другим изготовителем, без внесения изменений в другие элементы системы.

Основными достоинствами систем, построенных на базе протокола МЭК 61850, являются:

) применение резервируемой архитектуры коммуникаций для передачи данных;

) высокоскоростной обмен данными между устройствами в обход коммуникационных контроллеров (GOOSE-сообщения) на скоростях 100 Мб с и выше. Гарантированное время доставки не более 8 мс;

) повышение надежности за счет функций встроенной диагностики терминалов и каналов связи;

) свободный обмен информацией между терминалами различных производителей;

) позволяет подключать неограниченное количество устройств, использую одну систему коммуникаций (количество будет ограничиваться только пропускной способностью).

Данное решение повышает надежность и точность системы, позволяют снизить затраты на проектирование и последующую модернизацию или замену оборудования, упрощают и ускоряют процесс внедрения.

Еще одним важным элементом smart-сетей становятся управляемые устройства компенсации реактивной мощности - FACTS устройства (УШР, СТАТКОМ, СТК). Одним из наиболее распространенных устройств FACTS является статический тиристорный компенсатор (СТК). В сетях 110 кВ такие устройства устанавливаются на узловых ПС и служат, в основном, для регулирования напряжения на шинах ПС. Использование таких СТК обеспечивает повышение пропускной способности и устойчивости линий электропередачи. Увеличение пропускной способности достигает 1-2 МВт на 1 МВАр установленной мощности СТК.

В зависимости от длины линии и типов нагрузки эти компенсаторы имею различные диапазоны регулирования реактивной мощности, но наиболее характерны случаи, когда мощности СТК в режиме выдачи и потребления реактивной мощности равны между собой. Основная схемная конфигурация СТК (рисунок 11.1) включает в себя:

) конденсаторные батареи (КБ), коммутируемые выключателями и являющиеся источниками реактивной мощности;

) включенные параллельно им в треугольник реакторы, управляемые тиристорами (ТРГ), являющиеся плавно-регулируемыми потребителями реактивной мощности.

Рисунок 11.4 - Схема использования статического тиристорного компенсатора (СТК)

Оборудование СТК обычно выполняется на напряжение 10 - 35 кВ. Преимущество такого подключения СТК по сравнению с выполнением его на напряжение 110 кВ заключается в снижении затрат на коммутационную аппаратуру и его обслуживание.

.5 Управление и диагностика сетей 0,4-35 кВ

Первым шагом к комплексному решению поставленных задач в части автоматизации распределительных сетей 10-35 кВ являются:

) создание укрупненной распределительной сети 10-35 кВ с приближением трансформаторных пунктов к потребителям, для расширения возможности подключения новых потребителей, малой генерации, снижения потерь и, в дальнейшем, упрощения регулирования перетоков мощности и управления оперативной схемой в зависимости от величины и характера
нагрузки;

) автоматизация секционирующих пунктов с использованием реклоузеров, автоматизация ответвлений от магистральной сети 10-20 кВ с использованием реклоузеров и выключателей нагрузки;

) применение устройств автоматического определения мест и характера повреждения линии;

) применение плавнорегулируемых дугогасящих реакторов и других устройств с автоматическим регулированием (бустеры);

) применение устройств контроля качества электроэнергии.

При применении секционирующих аппаратов и аппаратов, коммутирующих ответвления от магистральной ВЛ, должны применяться системы, не допускающие включение линейных аппаратов на
короткие замыкания. Все вновь устанавливаемые коммутационные аппараты должны иметь возможность согласования их работы между собой и передачи данных в одном формате.

Топология построения сети должна отвечать поставленным техническим требованиям и быть экономически целесообразна. В применении к существующим распределительным сетям нет такого понятия как "самозаживающая" сеть. Если есть отказ питающей линии электропередачи 0,4-35 кВ, при условии, что они имеют тенденцию работать на радиальной основе (по большей части), есть неизбежный перерыв в электроснабжении. В случае использования связанной топологии сетей (кольцевые схемы) отказ одной части сети не приведет к потере поставки электроэнергии потребителям.

Первичным направлением является реконструкция схемы распределительной сети с перспективой оснащения ее устройствами мониторинга и передачи информации. Элементная база, на которой идет построение схем защит, должна развивать в направлении совершенствования систем дальнего резервирования.

Используя информацию в реальном времени от встроенных датчиков и автоматизированных средств управления, smart-сеть может автоматически определить место и характер повреждения, что, тем самым, позволит избежать длительных перебоев электроснабжения и смягчить последствия от отключения электроэнергии.

У распределительной smart-сети предполагается система управления, которая будет анализировать ее работу, используя диспетчерские центры (например, ЦУСы), которые возьмут на себя управление изменяющейся ситуации, такой, например, как отказы оборудования или отключения линий. Такая система могла бы использоваться, чтобы управлять коммутационными аппаратами, что привело бы к изменению затрат на развитие сетей и повышение их надежности.

Для сетей 0.4 кВ на данный момент времени разработаны и активно внедряются интеллектуальные выключатели с набором дополнительных возможностей. Такие выключатели, аккумулируя данные, предоставляют комплекс параметров и средств, позволяющих осуществлять контроль над всей системой электроснабжения. Например, показатели суточных колебаний потребления электроэнергии и распределения нагрузок по источникам, позволяют выявить те участки системы, на которых наблюдаются наибольшие потери электроэнергии.

Столь же важная функция таких выключателей - постоянная диагностика работоспособности сети и предотвращение аварийных ситуаций. Данные, предоставляемые пользователю (протоколы событий) позволяют отслеживать повреждения линий. Тем самым повышается «прозрачность» работы, сокращается время реакции на изменения состояния, такие как, перегрузка, несимметричность фаз, повышенное напряжение. Быстрое вмешательство в процесс может, например, предотвратить аварию на линии или инициировать ее профилактическое обслуживание. В этом случае эффективность работы и сроки службы всех компонентов сети значительно увеличивается.

.6 Внедрение технологии SMART в России и за рубежом

В настоящее время в Европе частные дома и небольшие предприятия все больше и больше продают излишки электроэнергии, произведенные от энергии ветра, солнца и воды, в местную распределительную электрическую сеть. Модернизация с переходом к smart-сетям для европейской электроэнергетики необходима для повышения эффективности потребления энергии в реальном масштабе времени, снижения зависимости от поставок энергоресурсов (нефть, газ) и управления подачей электроэнергии в распределительную сеть.

Хотя основные высоковольтные сети уже контролируются в реальном времени, многие компании в европейских странах пользуются устаревшими стандартами, и зачастую неспособны использовать современные возможности управления генерацией от альтернативных источников электричества по причине их прерывистой природы.

Использование возобновляемых источников энергии позволит энергетическим компаниям сохранить существующий резерв мощности практически на постоянном уровне и снизить выбросы СО2 в атмосферу. Большинство возобновляемых источников электроэнергии неустойчиво в природе, и находится в зависимости от естественных явлений (солнце и ветер), что не дает возможности использовать их всегда. Таким образом, при использовании неустойчивых ресурсов возобновляемых источников энергии и более высоких тарифов в часы максимума нагрузки, можно эффективно добиваться более экономного потребления электроэнергии. Однако необходимо учитывать, что использование источников малой генерации без дополнительного контроля, обеспеченного датчиками и программным обеспечением, разработанным, чтобы реагировать мгновенно на неустойчивость, вызванную возобновляемыми источниками электроэнергии, может значительно ухудшить устойчивость системы в целом, ведь если местная подсеть производит больше электроэнергии, чем потребляет, обратный поток мощности может вызвать проблемы с надежностью и безопасностью системы. При этом само программное обеспечение должно обеспечивать возможность работы в smart-сети оборудования разных производителей, должны быть разработаны и приняты единые стандарты и протоколы передачи данных.

Для России же технологии smart-необходимо рассматривать, прежде всего, как направление развития распределительных сетей для снижения потерь в них и повышения наблюдаемости и автоматизации. Только после этого можно будет говорить об эффективном внедрении распределенных источников малой генерации.

Так как большая часть технологий, на которых основаны smart-сети уже известны, и активно используется в других отраслях, таких как производство и телекоммуникации, для построения управляемой распределительной сети необходимо связать между собой основные участки энергетической инфраструктуры.

Внедрение технологии SMART должно включать в себя несколько этапов: автоматизация передачи и распределения энергии, установка “умных счетчиков” и обеспечение связи с ними, управление энергоснабжением жилых домов и коммерческих предприятий. Кроме того, нужны мощные центры обработки данных, где будут обрабатывать информацию, поступающую от датчиков сети Smart Grid. В этом случае, оптимизированные smart-сетью потоки мощности уменьшат потери электроэнергии, количество «узких мест» и улучшат использование существующих распределительных сетей.Grid поможет сократить количество отказов и сбоев, уменьшить пиковый спрос на электроэнергию за счет более качественного управления. Службы сетевых компаний смогут лучше следить за ремонтом и обслуживанием своего оборудования, перейти к ремонтам по состоянию оборудования. Это позволит эффективнее предотвращать аварии, а если авария все-таки произойдет, немедленно определять ее источник и “лечить” энергосистему в удаленном режиме. В результате повысится надежность энергоснабжения.

Если в каком-то сегменте энергосистемы возникнет сбой, с помощью нового коммуникационного механизма можно будет быстро задействовать другие источники питания и каналы передачи. Однако как любая система, Smart grid должна доказать свою эффективность. Например, в Великобритании, где потребители почти уже в течение 10 лет имеют возможность выбора компании, от которой они покупают электричество, больше чем 80 % остались со своим существующим поставщиком, несмотря на то, что есть существенные различия в ценах, предлагаемых разными поставщиками электричества. Конечные пользователи могут быть менее отзывчивыми, чем думают сторонники технологии smart. В случае телекоммуникационной структуры smart-сетей, снижаются возможности по обеспечению их автономной работы и безопасности. Также, несмотря на то, что в настоящий момент времени IEC разработал набор международных стандартов, которые могут использоваться в процессе создания smart-сети (IEC61850 - Архитектура автоматизации подстанции; IEC 61970/61968 - Общая информационная модель), только после принятия всеми производителями оборудования общих стандартов, smart-сеть сможет стать единой структурой.

12. Организационно-экономическая часть

.1 Капитальные вложения

Капитальные вложения в основные производственные фонды складывается из стоимости машин и оборудования, транспортных средств, производственного и хозяйственного инвентаря, инструментов и приспособлений, стоимости производственных и вспомогательных помещений. Стоимость основных средств устанавливается с учетом действующих рыночных цен на эти товары. Кроме цены в стоимость основных фондов включаются затраты на транспортировку и монтаж. Они составляют 10-25 % стоимости оборудования.

Стоимость инструмента и приспособлений принимается равной 1,5-3% от стоимости оборудования. Стоимость инвентаря долгосрочного использования принимается в размере 1-10 % от стоимости здания.

Расчет стоимости капитальных вложений сводится в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 - Расчет стоимости капитальных вложений

Наименование	Количество	Цена за единицу, тыс.руб.	Сумма, тыс. руб.	Норма амортизации, %.	Сумма амортизации, тыс.руб.
Трансформаторная подстанция 2x630 кВА	2	630	1260	11,4	143,6
Трансформатор ТСЗ-160/10	2	280	560	11,4	63,8
Компенсирующие установки КЭК2-10,5-300-2У1	6	86	516	6,7	34,6
Выключатели ВВЭ-10-20/1000 УЗ	2	132	264	11,4	30,1
Выключатели ВВЭ-10-20/630 УЗ	29	121	3509	11,4	400
Шкафы КРУ-10 кВ РП с соответствующим оборудованием	-	-	1120	6,7	75
Трансформатор напряжения типа НТМИ-10	2	12	24	11,4	2,7
Предохранитель ПКН001-10УЗ	2	2,6	11,4	0,3
Ограничитель перенапряжений ОПН-10	2	1,5	3	6,7	0,2
Низковольтная пускозащитная аппаратура	-	-	632	11,4	72
Кабель 2АПвВнг3х185	1000	0,9	900	3,3	29,7
Кабель типа АПвВнг 10 кВ	-	-	842	3,3	27,8
Кабель типа ВВГ 0,4 кВ	-	-	481	3,3	159
ИТОГО:	-	-	10113,6		1038,8
Транспортно-заготовочные расходы (15% от стоимости):			1517
Инструменты и приспособления (3%):			303,4	6,7	20,3
Производственно-хозяйственный инвентарь (5%):			505,7	6,7	33,9
Строительно-монтажные работы			1333,9
ИТОГО:			13773,6		1093

.2 Расчет объема строительных и монтажных работ

Объём строительно-монтажных работ Qсм рассчитывается по формуле:

, \ (12.1)

где i=1…n - кол-во строительно-монтажных работ; Нсмi - норма затрат труда i-ой вид работ; Bi - объём работ i-го вида в натуральных единицах.

Расчет объема строительно-монтажных работ производится в таблице 12.2.

Таблица 12.2 - Расчет объема строительно-монтажных работ

Вид работ	Норма трудозатрат всего, чел. час.	Кол-во, ед.
Монтаж и подключение КТП	465	2
Прокладка кабелей 10 кВ, 100 м	3	12
Монтаж шкафов, щитов и соответствующего оборудования	16	46
Установка выключателей	4	31
Прокладка кабелей 0,4 кВ, 100 м	3,2	290
Монтаж и подключение электродвигателей	2	20
ИТОГО:	2794

12.3 Расчет численности рабочих

Для выполнения расчетного объема строительно-монтажных работ потребуется некоторое количество рабочих. Этот расчёт ведётся по формуле:

, (12.2)

где Тр - количество рабочих (явочных) дней, Тр=22 дня;

tзад - время выполнения строительно-монтажных работ.

человек.

Принимаем число работников равным 8.

Таблица 12.4 - Штатное расписание

Квалификация работника	Кол.
4 разряд	5
5 разряд	3

Фонд заработной платы рассчитывается в таблице 12.5.

Таблица 12.5 - Фонд заработной платы

Категория работников	Должностные оклады, руб.	Доп. зар. плата, руб.	Премия (40%), руб.	Фонд оплаты труда, тыс. руб.	Отчисления во внебюджетные фонды (30%)	Фонд оплаты за все время работ, тыс. руб.
Электромонтажники 4 разряда	16300	1630	6520	244,5	73,35	317,85
Электромонтажники 5 разряда	17200	1720	6880	154,8	46,44	201,24
Всего				399,3	119,79	519,09

12.4 Расчет стоимости строительных материалов

Расчет стоимости необходимых материалов рассчитывается в таблице 12.6.

Таблица 12.6 - Расчет стоимости необходимых для строительства материалов

Материал	Кол-во	Цена за ед., руб.	Стоимость, руб.
Крепежные материалы:
Дюбеля пластмассовые	3000	0,83	2490
Дюбеля-гвозди	3500	1,62	5670
Гайки закладные	700	0,5	350
Полоски-пряжки	5500	0,33	18150
Зажимы	1200	0,55	660
Хомуты	400	1,8	720
Скобы	200	1,70	340
Наконечники кабельные кольцевые	900	1,50	1350
Итого:			29730
Транспортно-заготовительные расходы, (17 %)			5050
Итого:			34780

.5 Расчет стоимости строительно-монтажных работ

Для определения стоимости строительно-монтажных работ производим расчет договорной цены на установленный объем работ, который представлен в таблице 12.7.

Таблица 12.7 - Расчет стоимости строительно-монтажных работ

Наименование статей расходов	Затраты, руб.	Примечание
1 Стоимость материалов	34780
2 Фонд зарплаты за период работ	519090	с учетом соц. нал.
3 Расходы на содержание оборудования	415272	80 % от п.2
4 Общехозяйственные расходы	23359	4,5 % от п.2
5 Итого	992501
6 Прибыль	119100	12 % от п.5
7 НДС	222320	20 % от п. 5+п. 6
8 Договорная цена	1333921	п. 5+п. 6+п. 7

.6 Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

Объем работ по обслуживанию электрохозяйства принято измерять в условных единицах. За условную единицу принимают объем работ по обслуживанию автоматизированного электропривода. Все другие виды оборудования и установок по сложности и трудоемкости обслуживания с помощью переводных коэффициентов приравниваются к этой условной единице. Для определения группового объема работ по обслуживанию электрохозяйства необходимы данные о составе электрохозяйства.

Суммарный объем работ (QЭХ) определяют по формуле:

, (12.4)

где NЭi - количество i-го вида электротехнического оборудования и сооружений, шт.;

КУi - приводной коэффициент i-го вида электрооборудования и сооружений в условных единицах;- количество видов электротехнического оборудования и сооружений.

Расчет планового объема работ по обслуживанию электрохозяйства, выполняется в таблице 12.8.

Таблица 12.8 - Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

Электротехническое оборудование	Количество	Кол-во условных единиц электрооборудования
		Коэф. перевода	Всего
Внутренние электропроводки, 100 м	290	1,2	3,48
Силовые шкафы	46	2	92
КТП 10/0,4 кВ	2	8	16
Итого			111,5

.7 Расчет численности работников электротехнического хозяйства

Вычислим численность работников электротехнического хозяйства:

, (12.5)

где Qэх - объем работ по обслуживанию и ремонту, усл. ед.;

Нэ - расчетная средняя нагрузка на 1-го электромонтера.

Принимаем 70 усл. ед.

человек 2 человека.

Окончательно принимаем количество электромонтеров, равным двум.

.8 Расчет фонда оплаты труда работников

Оплата труда электромонтеров проводится в зависимости от присвоенного квалификационного разряда и отработанного времени по тарифным ставкам. При начислении месячной заработной платы часовая тарифная ставка умножается на продолжительность рабочего времени за месяц в часах.

Фонд заработной платы рассчитывается в таблице 12.9.

Таблица 12.9 - Фонд заработной платы

Должность	Кол-во	Оклад, руб.	Доплата, (10 %)	Премия, (40 %)	Суммарные отчисления во внебюджетные фонды (30%)	Сумма месячный фонд зарплаты, руб.
Электромонтер 2 разряд	2	17200	1720	6880	15480	67080
Годовой фонд						804960

.9 Расчет стоимости материальных ресурсов

Для рациональной организации эксплуатации электрооборудования необходимо определить годовую потребность в расходных материалах, запасных частях и т.п. в соответствии с системой планово-предупредительных ремонтов электрооборудования с нормами расхода материальных ресурсов.

В таблице 12.10 приведен примерный расчет стоимости ремонтных материалов и запасных частей.

Таблица 12.10 - Расчет стоимости материальных ресурсов

Наименование	Кол-во материала	Стоимость
		за ед. руб.	всего, руб.
1 Крепежные изделия, кг	70	30	2100
2 Лента изолирующая, кг	1	115	115
3 Проволока сварочная, кг	30	25	750
4 Припой ПОС-40, кг	4	100	400
5 Канифоль, кг	0,7	150	214,3
6 Трубка хлорвинил, м	20	30	600
7 Провод, м	50	6	300
Итого:			4480,3
Запасные части			5500
Итого:			9979,3
Транспортные расходы (20 %)			1995,9
Всего:			11976,2

12.10 Расчет производственных затрат и показателей работы электротехнической службы

Производственные затраты на содержание электротехнической службы включают в себя оплату труда обслуживающего персонала, начисления на нее, затрат на материалы и запасные части, транспортные расходы (на имеющийся транспорт), амортизационные отчисления.

Они принимаются равными: для зданий - 4,7 %, сооружений - 3,3 %, для приборов, оборудования и приспособлений - 11,4 % от их стоимости; общецеховые расходы (затраты на мелкий инструмент, спецодежду, охрану труда и т.п.) - 4,5 % от основной заработной платы.

При аварийном выходе из строя электрооборудования предприятия несут непроизводственные затраты, связанные с заменой электрооборудования. Непроизводственные затраты зависят в основном от состояния эксплуатируемого оборудования и их величина колеблется в пределах 100-1600 руб. на 1 условную единицу.

Расчет производственных затрат сводится в таблице 12.11.

Таблица 12.11 - Расчет производственных затрат

Наименование статей затрат	Затраты
	На 1 усл. ед., тыс. руб.	На весь объем, тыс. руб.	На 1 кВтч, руб.
1 Годовой фонд заработной платы (с учетом отчислений)	7,22	804,96	0,016
2 Стоимость запчастей и ремонтного материала	0,11	11,98	0,0002
3 Амортизационные отчисления	9,8	1093	0,022
4 Затраты на содержание ремонтно-эксплуатационной базы (суммы статей 1 - 3)	17,13	1909,94	0,038
5 Общецеховые расходы (4,5 % от п.1)	0,32	36,2	0,0007
6 ВСЕГО затрат	17,45	1946,1	0,038

12.11 Определение экономической эффективности организации обслуживания электрохозяйства

Показатели, характеризующие экономическую эффективность проектируемой организации обслуживания электрохозяйства, рассчитываются следующим образом:

Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии (S):

, (12.6)

где Зпр, Знпр - затраты производственные и непроизводственные соответственно, руб.;эпр = 10544∙4800=50611200 кВтч - количество электроэнергии, потребленной на производственные цели.

руб.

Уровень снижения себестоимости электроэнергии (У):

, (12.7)

где S1 и S2 - себестоимость применения электроэнергии до и после внедрения проектируемой организации обслуживания электрохозяйства.

Годовая экономия (ЭГ):

, (12.8)

где QЭПР - количество потребляемой электроэнергии по новому варианту организации электрохозяйства.

тыс. руб.

Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений (ТОК):

, (12.9)

г.

Полученные экономические показатели сведем в таблицу 12.12.

Таблица 12.12 - Технико-экономические показатели

Наименование показателя	Значения
	Базовый вариант	Новый вариант
1 Капитальные вложения, тыс. руб.	10300	13773,6
2 Годовой отпуск электроэнергии, МВт·ч	50611,2	50611,2
3 Объем работ по обслуживанию электрохозяйства, у.е.	120,1	111,5
4 Количество работников, чел.	2	2
5 Годовой фонд оплаты труда работников, руб.	796300	804960
6 Среднемесячная зарплата 1-го работника, руб.	25520	25800
7 Себестоимость обслуживания 1 кВт·ч электроэнергии, руб.	3,6	3,44
8 Уровень снижения себестоимости 1кВт·ч электроэнергии, %	-	4,4
9 Годовая экономия затрат, тыс. руб.	-	809,8
10 Срок окупаемости капиталовложений, лет	-	4,3

13. Безопасность и экологичность проекта

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Опасные и вредные производственные факторы по природе действия подразделяются на [6]:

– физические (опасность падения с высоты, попадание под вращающиеся и подвижные механизмы, и тому подобное);

– химические (опасность ожога кислотами, щелочами или их растворами);

– биологические (отравления дымом или газом);

– психофизиологические (связанные с расстройством нервной системы человека).

Для технологического процесса на проектируемой насосной станции характерно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов: шума, вибраций, возможности поражения электрическим током, воздействия электромагнитного поля, возможности механического травмирования от движущихся частей механизмов, недостаточной вентиляции и неоптимальной для человека температурой воздуха, недостаточной освещенности.

Рассмотрим меры по снижению влияния вышеперечисленных опасных и вредных факторов.

.2 Меры по снижению воздействия опасных и вредных факторов

Шум и вибрации.

Шум наносит большой ущерб, вредно действует на организм человека и снижает производительность труда. Утомление рабочих из-за сильного шума увеличивает число ошибок при работе, способствует возникновению травм.

Сильный шум вредно отражается на здоровье и работоспособности людей. Продолжительность действия сильного шума вызывает общее утомление, может привести к ухудшению слуха, а иногда и к глухоте. Таким образом, шум вызывает нежелательную реакцию всего организма человека.

Зоны с эквивалентным уровнем звука выше 85 дБ должны быть обеспечен знаками безопасности по ГОСТ 12.4.026 - 88.

Работающих в этих зонах людей администрация должна снабдить средствами индивидуальной защиты по ГОСТ - 12.4.051 - 78. На предприятии должен быть обеспечен контроль уровней шума на рабочих местах не реже одного раза в год.

Мероприятия по борьбе с шумом:

1) уменьшение уровня шума в источнике его возникновения: повышение качества балансировки вращающихся деталей, улучшение смазки трущихся поверхностей;

2) звукопоглощение и звукоизоляция;

) установка глушителей шума;

) рациональное размещение оборудования;

) применение специальных средств индивидуальной защиты: противошумные наушники, шлемы, вкладыши.

Помимо шума очень сильное отрицательное воздействие на организм оказывает вибрация.

Гигиеническое нормирование вибраций регламентирует параметры производственной вибрации и правила работы с виброопасными механизмами и оборудованием, ГОСТ 12.1.012 - 90 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования», Санитарные нормы СН 2.2.4/2.1.8.556 - 96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

Методы защиты от вибрации:

1) Снижение вибрации в источнике ее возникновения:

– замена динамических технологических процессов статическими;

– тщательный выбор режима работы оборудования;

– тщательная балансировка вращающихся механизмов.

2) Уменьшение параметров вибрации по пути ее распространения от источника:

– вибродемпфирование;

– виброгашение;

– виброизоляция;

– жесткое присоединение агрегата к фундаменту большой массы;

– средства индивидуальной защиты (специальные рукавицы, перчатки, прокладки, виброзащитная обувь).

Электробезопасность.

Опасность поражения электрическим током существует при выполнении работ в зоне действующих электроустановок. Электроустановкой называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования, предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи распределения электроэнергии. Опасность поражения усугубляется еще и по причине того, что электричество не обладает цветом, запахом, объемом и массой.

Часто причиной электротравматизма служат грубые нарушения техники безопасности самим пострадавшим или его коллегами по работе.

Электрический ток оказывает на организм человека следующее воздействие:

1) термическое - действие проявляется в ожогах частей тела и нагрева до высоких температур органов, попавших под действие электрического тока;

2) электролитическое - действие выражается в разложении органических жидкостей, вызывая нарушения физико-химического состава;

3) биологическое - действие в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов.

Электротравмы делятся на следующие виды.

Местные электротравмы - это четко выраженные местные нарушения целостности организма. Обычно они излечиваются, но бывают и летальные исходы. Из местных электротравм наиболее распространены электрические ожоги (около 60-65%). Ожоги бывают:

– токовый (возникает в результате контакта человека с токоведущей частью и является следствием преобразования электрической энергии в тепловую);

– дуговой (вызывается действием электрической дуги, которая обладает высокой энергией. Вызывает обширные ожоги тела, выгорание тканей на большую глубину и бесследное сгорание больших участков тела.)

2 Электрические удары - происходит возбуждение тканей организма, проходящим через него электрическим током, сопровождающиеся сокращением мышц. Электрические удары делятся на:

– судорожное сокращение мышц без потери сознания;

– судорожное сокращение мышц с потерей сознания, но с сохранением дыхания и работой сердца;

– судорожное сокращение мышц с потерей сознания и с нарушением сердечной деятельности и дыхания;

– клиническая смерть, то есть отсутствие дыхания и кровоснабжения.

Предельно допустимые токи, протекающие чрез тело человека:

мА - переменного тока с частотой 50 Гц;

мА - при частоте 400 Гц;

мА - постоянного тока.

Безопасным напряжением считается до - 42 В.

Поражение людей электрическим током или электрической дугой происходит вследствие следующих причин:

а) случайного прикосновения или опасного приближения к частям электроустановки, находящейся под напряжением;

б) прикосновения к конструкциям, аппаратам, металлическим частям, находящимся без напряжения, но могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции токоведущих частей;

в) из-за ошибок при производстве переключений в электроустановках и при производстве ремонтных работ.

Для защиты людей от поражения электрическим током на предприятии производятся следующие мероприятия: организационные и технические.

Для предотвращения прикосновения людей к токоведущим частям, последние изготавливаются в закрытом исполнении или изолируются.

В случае если токоведущие части невозможно или нецелесообразно изготавливать в закрытом исполнении, то их ограждают в соответствии с ГОСТ 12.4.125 - 84.

Для защиты людей при повреждении изоляции должна быть предусмотрена, по крайней мере, одна из следующих защитных мер: организовано заземление машин и механизмов или зануление (ГОСТ 12.1.030 88; ПУЭ, глава 1.7); применение разделительных трансформаторов и устройств дифференциальной защиты; малое напряжение (12 - 36 В); применение двойной изоляции; организация системы уравнивания потенциалов (ПУЭ, глава 1.7).

В целях исключения вероятности ошибок при производстве переключений в злектроустановках, переключения производятся точно по бланку переключений, соответствующей формы. Все работы, производимые в электроустановках до и выше 1000В производятся по распоряжению и наряду - допуску (ПОТ Р М - 016 - 2001, глава 2.) с применением средств защиты и защитных средств.

Защитные средства используемые в электроустановках до и выше 1000 В:

– основные;

– дополнительные.

Основные защитные средства для работы в электроустановках выше 1000В: изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, устройства для проведения испытаний в электроустановках, прочие средства защиты, изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ под напряжением в электроустановкх 110 кВ и выше.

Дополнительные защитные средства для работы в электроустановках выше 1000 В: диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические ковры, изолирующие подставки и накладки, диэлектрические колпаки, штанги для выравнивания потенциала.

Основные защитные средства для работы в электроустановках ниже 1000В: указатели напряжения, диэлектрические перчатки, изолирующие и измерительные клещи, изолирующие штанги, слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками.

Дополнительные защитные средства для работы в электроустановках ниже 1000 В: диэлектрические галоши, диэлектрические ковры, изолирующие подставки и накладки, изолирующие колпаки.

Защитные средства должны сохраняться в порядке и находиться на специально отведенных для этого местах. Основные и дополнительные средства должны испытываться и иметь штамп, указывающий напряжение установки, для которой допустимо применять данные средства, а также срок следующего испытания.

Кроме того весь электротехнический персонал ежегодно проходит проверку знаний правил безопасности при работе в действующих электроустановках, правил устройства электроустановок, схем электроснабжения, правил оказания первой помощи при несчастном случае, знание должносных и заводских инструкций.

Защита от электромагнитных полей.

Источниками электромагнитных полей являются: трансформаторы, кабели, шинопроводы, катушки магнитных пускателей, и т. д.

Согласно ГОСТ 12.1.002.-75 допустимые уровни напряженности и длительность пребывания работающих без средств защиты в электрическом поле составляют:

– 5кВ/м - без ограничений;

– от 5 кВ/м до 10 кВ/м - не более 3,5 часов;

– от 10 кВ/м до 15 кВ/м - не более 1,5 часа;

– от 15кВ/м до 20кВ/м - не более 10 минут;

– от 20 кВ/м до 25кВ/м - 5 минут.

Защита от воздействия электромагнитных полей промышленной частоты осуществляется экранированием источников.

Активная часть трансформаторов помещена в металлический маслонаполненный бак, вся коммутационная аппаратура устанавливается в металлических шкафах. Шинопроводы прокладываются в металлических коробах, кабели прокладываются в полу, в специальных кабельных каналах.

Для персонала подстанции внутри ее территории напряженность электрического поля по нормам должна быть не более 15 м2 на маршрутах обходов для просмотра оборудования, и не более 5 м2 на рабочих местах у оборудования, где возможно длительное воздействие на персонал при профилактических ремонтных работах. В зонах, где эти значения превышены, производится экранирование площадок у рабочих мест и трасс на маршрутах обходов.

Опасность механического травмирования.

Помимо электробезопасности необходимо отметить такие факторы, как опасное приближение к вращающимся частям производственных механизмов и работа на высоте.

Для предотвращения попадания человека под вращающиеся и подвижные части производственных механизмов (металлообрабатывающие станки и прессы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.009 - 80, ГОСТ 12.2.017 - 86) выполняют ограждения в виде сварных и литых кожухов, решеток, сеток на жестком каркасе, а так же в виде жестких стальных щитов. Размеры ячеек в сетчатых и решетчатых ограждениях определяются в соответствии с ГОСТ 12.2.062 - 81.

К работам на высоте относят работы, при которых рабочий находится на высоте 1,3 метра и более от уровня поверхности грунта, перекрытия или настила и на расстоянии менее 2-х метров от границ перепада на высоте. Такие работы выполняются с настилов, лесов, имеющих ограждения в соответствии с ГОСТ 12.4.059 - 89. Также она выполняется лицами, имеющими квалификационный разряд, после специального инструктажа с использованием специального инвентаря. Число рабочих, выполняющих данные работы, должно быть не менее двух.

Микроклимат.

Нормы производственного микроклимата установлены системой стандартов безопасности труда ГОСТ 12.1.005 - 88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и СанПиН 2.2.4.584 - 96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

Микроклимат в производственных условиях определяется следующими параметрами:

– температура воздуха t, оС;

– относительная влажность φ, %;

– скорость движения воздуха ν, м/с;

– интенсивность теплового излучения I, Вт/м2.

Оптимальные показатели микроклимата распределяются на всю рабочую зону, допустимые показатель устанавливаются дифференциально для постоянных и непостоянных рабочих мест, в зависимости от категории работ. В основном все подразделения завода относятся к постоянным рабочим местам.

Мероприятия по созданию условий для нормальной терморегуляции организма:

1) механизация и автоматизация технологических процессов;

2) защита от источников теплового излучения с помощью теплозащитных экранов;

3) устройство систем вентиляции;

4) кондиционирование воздуха и отопление.

В целях обеспечения необходимых санитарно-гигиенических норм воздушной среды в рабочих помещениях на предприятиях устанавливаются вентиляционные устройства, т е. организованный и регулируемый обмен, обеспечивающий удаление из помещений воздуха загрязненного вредными газами, парами, пылью.

Нормы производственной вентиляции установлены системой стандартов безопасности труда ГОСТ 12.1.005 - 88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» и Санитарные нормы СН 245 - 71.

Освещение.

Основные требования к рабочему освещению:

1) освещенность на рабочем месте должна соответствовать характеру зрительных работ;

2) необходимо обеспечить достаточно равномерное распределение яркости на рабочей поверхности и в пределах окружающего пространства;

3) на рабочей поверхности должны отсутствовать резкие тени;

4) в поле зрения должна отсутствовать прямая и отраженная бликость - повышенная яркость светящихся поверхностей;

5) величина освещенности должна быть постоянной во времени;

) следует выбирать необходимый спектральный состав света;

) следует выбирать оптимальную направленность светового потока;

) все элементы осветительных установок должны быть достаточно долговечны, электробезопасны, а также не должны быть причиной возникновения пожара или взрыва;

) установка должна быть удобной и простой в эксплуатации, отвечать требованиям эстетики.

Предусматриваются помимо основного, аварийное освещение с наименьшей освещенностью рабочих мест при аварийном режиме 2 Лк, и эвакуационное освещение освещенностью при эвакуации людей из помещений не менее 0,5 Лк на уровне пола основных проходов и лестниц, а ан открытых территориях - не менее 0,2Лк.

.3 Пожарная безопасность

Опасность возникновения пожаров на предприятиях обусловлена применением в технологии материалов и веществ, поддерживающих горение, а также много случаев, связанных с электричеством. Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитов (контакторы реле, контрольно-измерительные приборы), а также электронагревательные приборы.

Большую опасность возникновения пожара представляют маслонаполненные аппараты: трансформаторы (ОРУ, КТП и ТП), кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом и т.д.

Предусматриваемые при проектировании зданий и установок противопожарные мероприятия, прежде всего, зависят от степени пожарной опасности производственного процесса. Согласно СНиП II - М.2.72 «Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования» производства делятся по степени пожарной опасности на 6 категорий: А, Б, В, Г, Д и Е.

При проектировании производственных и бытовых помещений предприятия необходимо учитывать следующие требования:

1) во всех цехах и зданиях необходимо иметь количество выходов необходимое для быстрой эвакуации людей;

2) все двери на путях эвакуации должны открываться в сторону выхода;

3) в закрытых высоковольтных распределительных устройствах должно быть два выхода по концам помещения.

Противопожарные нормы устанавливают площадь здания или отдельной его части ограниченной брандмауэрами.

При проектировании производственных помещений необходимо предусматривать телефонную связь, помещения должны быть оборудованы пожарными щитами с исправным инвентарем и огнетушителями.

Также в помещениях производственных корпусов предусматривается наличие пожарных кранов (ПК) с рукавами. В производственных цехах должны быть оборудованы места для курения. На доске информации должен быть представлен план эвакуации при пожаре с указанием мест размещения средств пожаротушения.

Все помещения РУ-0,4 кВ должны быть оборудованы пожарным инвентарем в который входит: а) ручные углекислотные огнетушители ОУ-2,ОУ-5; б) ящик с песком 3м3 - 1 шт.; в) асбест 2 х 1,5м - 1 шт.; г) ведро - 2 шт.; д) лопата - 2 шт.; е) багор.

Пожарная безопасность обеспечивается мерами пожарной профилактики и активной пожарной защиты. Мероприятия по пожарной профилактике подразделяются на:

1) организационные - правильную эксплуатацию оборудования, правильное содержание зданий, территории, противопожарный инструктаж рабочих и служащих, организацию добровольных пожарных дружин, пожарно-технических комиссий, издание приказов по вопросам усиления пожарной безопасности и т. д.;

2) технические - соблюдение противопожарных правил и норм при проектировании зданий, при обустройстве электропроводки и оборудования, отопления, вентиляции, освещения, правильное размещение оборудования;

) режимные - запрещение курения в не установленных местах, производство огневых работ в пожаробезопасных помещениях;

4) эксплуатационные - своевременные профилактические осмотры, ремонты и испытания технологического оборудования.

13.4 Анализ уровня травматизма на насосной станции

Для оценки уровня травматизма определим следующие коэффициенты.

Коэффициент частоты травматизма показывает число несчастных случаев, приходящихся на 1000 человек работающих:

, (13.1)

где - число несчастных случаев за отчетный период ();

- среднесписочное количество работающих за тот же период ().

Коэффициент тяжести представляет собой число дней нетрудоспособности, приходящееся за один несчастный случай:

, (13.1)

где - число дней нетрудоспособности по закрытым больничным листам учтенных несчастных случаев ().

Коэффициент производственных потерь :

. (13.1)

Тогда

.5 Экологичность проекта

На насосной станции отсутствуют источники загрязнения атмосферного воздуха (газы, пыль), гидросферы (химические, биологические и физические), почв (твердые отходы). Исходя из этого, проект не нуждается в санитарно-технических мероприятиях, направленных на предотвращение загрязнения природной среды.

Заключение

В разработанном проекте рассмотрены основные вопросы, касающиеся повышения надежности электроснабжения проектируемой насосной станции. Это достигается путем применения более надежных и современных насосов по сравнению с исходным проектом, а также современного электротехнического оборудования.

Расчетные электрические нагрузки приняты с учетом реальной возможности оснащения объекта оборудованием и по согласованию с энергоснабжающей организацией.

Для электроснабжения объекта проектом предусматривается установка распределительного пункта 10 кВ, от которого питаются высоковольтные потребители (асинхронные двигатели) и трансформаторные подстанции. В проекте был произведен выбор основного технологического оборудования, расчет и анализ электрических нагрузок, выбрана схема электроснабжения, ТП и компенсирующие устройства, кабели. На основании данных, полученных в результате расчета токов короткого замыкания, произведен выбор и проверка электрооборудования и токопроводов.

В специальной части проекта рассмотрены основные вопросы, касающиеся перспектив использования smart-технологий в электроэнергетике. Эти технологии служат для повышения надежности работы и сохранности данных о состоянии оборудования. Их применение позволяет предсказать появление наиболее вероятных ошибок в работе устройств и, тем самым, дает возможность персоналу своевременно выполнить необходимые действия по выводу оборудования из работы для предотвращения аварийной ситуации и/или полной его замены до выхода из строя. Также в проекте освещены вопросы экологичности и безопасности, дано технико-экономическое обоснование.

Все принятые в проекте технические решения соответствуют имеющемуся опыту проектирования и эксплуатации подобных объектов.

Список литературы

1 Быстрицкий Г. Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: учебное пособие / Г. Ф. Быстрицкий. - 2-е сздание., стер. - М. : Издательский центр «Академия», 2005. - 304 с.

Герасимов В. Г. Электротехнический справочник: в 4 т. / под общей редакцией профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. А. И. Попов). - 9-е изд., стер. - М. : Издательство МЭИ, 2004. - 4 т.

Дьяков А. Ф. Короткие замыкания в узлах комплексной нагрузки электрических систем / под редакцией А. Ф. Дьякова. - М. : Издательство МЭИ, 1994. - 224 с.

Кожевников Н. Н. Экономика в энергетике: учебное пособие / под редакцией Н. Н. Кожевникова. - М. : Издательский центр «Академия», 2003. 384 с.

Крючков И. П. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: учебное пособие / И. П Крючков, Б. Н. Неклепаев, В. А. Старшинов и др.; под редакцией И. П. Крючкова и В. А. Старшинова. - 2-е издание., стер. - М. : Издательский центр «Академия», 2006. - 416 с.

6 Лагунов В.С. Безопасность и экологичность в дипломном проекте: Учеб пособие по дипломному проектированию/Воронеж: Воронеж. Гос. Техн. Ун-т, 2003. 124 с.

7 Лыкин А. В. Электрические системы и сети: учебное пособие / А. В. Лыкин. - М. : Университетская книга; Логос, 2008. - 254 с.

Неклепаев Б. Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / Под ред. Б. Н. Неклепаева. - М. : Издательство НЦ ЭНАС, 2006. - 144 с.

Низовой А. Н. Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем : учебное пособие / А. Н. Низовой, С. А. Горемыкин. - Воронеж: «МИКТ», 2005. - 176с.

Низовой А.Н. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию / А. Н. Низовой, Н.В. Ситников. - Воронеж. : МИКТ, 2007. - 80 с.

Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник / Л. Д. Рожкова, Л. К. Карнеева, Т. В. Чиркова. - 3-е издание., стер. - М. : Издательский центр «Академия», 2006. - 448 с.

Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей / под редакцией Д. Л. Файбисовича. - 2-е изд., переработанное и дополненное. М. : издательство НЦ ЭНАС, 2006. - 352 с., ил.

Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования / Шеховцов В. П. - М. ФОРУМ: ИНФРА-М, 2005. - 214 с.

Разработка проекта электроснабжения насосной станции

Разработка проекта электроснабжения насосной станции

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

12 Организационно-экономическая часть

Сопротивления системы

Таблица 7.2 - Результаты расчета сопротивлений эквивалентных ветвей

Коэффициент чувствительности

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

12. Организационно-экономическая часть

Похожие работы на - Разработка проекта электроснабжения насосной станции