Оценочный расчет системы электроснабжения подстанции ГПП-4 ОАО "НЛМК"

n	КЛ1	КЛ2	КЛ3	КЛ4	КЛ5	КЛ6	КЛ7	КЛ8	КЛ9
	12	3	3	1	1	2	1	2	1
ro'	0,003	0,06	0,06	0,13	0,33	0,08	0,26	0,07	0,33
xo'	0,007	0,03	0,03	0,06	0,08	0,04	0,08	0,03	0,08

Реактивное сопротивление высоковольтной кабельной линии КЛ-1:

Активное сопротивление высоковольтной кабельной линии КЛ-1:

Активные и реактивные сопротивления остальных кабельных линий сведены в таблицу 2.10.

Таблица 2.10. Расчетные данные кабельных линий

n	КЛ1	КЛ2	КЛ3	КЛ4	КЛ5	КЛ6	КЛ7	КЛ8	КЛ9
	12	3	3	1	1	2	1	2	1
l	0,37	2,5	1,1	0,4	0,07	0,05	0,08	0,95	0,05
x*	0,265	4,91	2,16	0,59	0,14	0,1	0,16	1,38	0,09
r*	0,107	10,6	4,68	1,31	0,58	0,21	0,53	3,11	0,37
Sб	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000	1000
Uб	10,5	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3	6,3
ro'	0,003	0,06	0,06	0,13	0,33	0,08	0,26	0,07	0,33
xo'	0,007	0,03	0,03	0,06	0,08	0,04	0,08	0,03	0,08

Сопротивление синхронного двигателя СДН-14-59-6:

Реактивное сопротивление трансформатора ТМ-100/6:

;

Реактивное сопротивление трансформатора АTS 192/6-А:

;

Рис. 2.5 Схема замещения токов КЗ

Далее определяем результирующие сопротивления эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-1:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

следовательно, активное сопротивление учитывать нецелесообразно.

Определяем ток короткого замыкания в точке К-1:

Определяем ударный ток короткого замыкания:

Определяем мощность короткого замыкания:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-2:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

следовательно, активное сопротивление учитывать нецелесообразно.

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

.

Определим результирующие сопротивления эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-3:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

следовательно, активное сопротивление учитывать нецелесообразно.

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-4:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

следовательно, активное сопротивление учитывать нецелесообразно.

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

;

.

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-5:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

;

.

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-6:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Следовательно, полное сопротивление цепи составит:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-7:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Следовательно, полное сопротивление цепи составит:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-8:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-9:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-10:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-11:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Определим результирующее сопротивление эквивалентной схемы замещения, для короткого замыкания в точке К-12:

Проверим, какую долю активное сопротивление составляет по отношению к реактивному:

Тогда ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания будут равны:

Результаты расчетов токов короткого замыкания сведены в таблицу 2.11.

Таблица 2.11 Расчетные параметры короткого замыкания

Точки короткого замыкания	Установившейся ток короткого замыкания Iп, кА	Ударный ток iу, кА	Мощность тока короткого замыкания S, МВА
К-1	18	40,9	3584,2
К-2	29,94	77,06	329,6
К-3	28,2	72,58	513
К-4	14,98	38,55	272,5
К-5	29,87	76,88	326,16
К-6	5,27	13,56	57,54
К-7	7,66	19,72	83,6
К-8	1,39	3,58	6,76
К-9	1,7	4,37	18,52
К-10	10,25	26,4	111,85
К-11	1,37	3,52	14,98
К-112	8,96	23,06	97,85

Выбор электрооборудования и проводов цеха будет проводится по полученным результатам.

2.6 Выбор кабелей и шин

Выбор шин осуществляют по номинальным параметрам, соответствующим нормальным режимам работы и условиям окружающей среды. Критериями выбора шин служат механические и технические параметры шин. Шины выбирают по длительному допустимому току и осуществляют проверку на электродинамическую устойчивость. Проверка шинопровода на электродинамическую устойчивость производится по величине максимального тока к.з., проходящего через шинопровод. За величину максимального тока обычно принимается значение ударного тока к.з.

Ошиновка и шины ЗРУ-6 кВ и КРУ-6 кВ выполняются жесткими шинами прямоугольного сечения из алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1, допустимое усилие у_доп.=90 МПа, модуль упругости Е=7^.10¹⁰ МПа. Максимальная нагрузка на шинах I_мах=1472,55, А. Выбираем сечение шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ небольшой длины и находится в пределах подстанции. Выбираем алюминиевые однополосные шины размером 100х10мм, I_доп.=1820А.

По нагреву (по длительно допустимому току):

- условие выполняется.

Проверка на механическую прочность. Определим длину пролета L, при условии, что частота собственных колебаний будет более 200Гц:

.

Шины на изоляторах располагаем плашмя, что позволяет увеличить длину пролета и уменьшить количество используемых изоляторов.

Таким образом, принимаем для расположения шин плашмя длину пролета 1,5м; расстояние между фазами 0,8.

Изгибающий момент определяется из выражения [5] и равен:

, (2.29)

где F - наибольшая сила, действующая на среднюю фазу при горизонтальном расположении шин, равная:

, (2.30)

где l, a - длина и расстояние между токоведущими частями.

Допустимое значение напряжения шин определяется из выражения [5]:

у_доп=М/W, (2.31)

где W - момент сопротивления, см³. Для шин, расположенных горизонтально

После подстановки значений окончательно получаем:

(2.32)

Т. е. установленный шинопровод типа А10010 проходит по условиям электродинамической устойчивости.

Проведем расчет токов отходящих линий с целью дальнейшего выбора сечений жил кабеля.

,

где S_mi - мощность нагрузки единичного потребителя из таблицы 2.1; n - линии к потребителю, подключенные симметрично к двум секциям сборных шин соответствующего напряжения.

,

что соответствует режиму вывода из работы одной секции. Расчетные данные сведены в таблицу

Таблица 2.Расчетные данные для выбора сечений жил кабелей

Потребители	P	Q	S	nл	Uном	Imax	Iнорм
П/ст №406	2640	1439	3006,713	2	6	289,7	144,83
П/ст РУ-6 кВ	410	224	467,2002	2	6	45,01	22,505
ПС-5	23000	12650	26249,24	2	10	1517	758,65
П/ст "Синтез"	190	104	216,601	2	6	20,87	10,434
П/ст "ВОЦ"	530	289	603,6729	2	6	58,16	29,079
ЦРП ЦПШДП	1600	873	1822,671	1	6	351,2	175,59
КТП-1000 КОШ	40	22	45,65085	2	6	4,398	2,199
РП-6 кВ аспирации ДП-5	6600	3598	7517,021	2	6	724,2	362,09
П/ст "ЦОСВ"	1160	632	1320,994	2	6	127,3	63,632
ТСН 100 кВА	35	19	39,82462	1	6	7,673	3,8367
Ру-0,4 кВ 1,2Т 1000 кВА	11,6	6,4	13,2484	2	6	1,276	0,6382

Выбор кабеля осуществляется по трем критериям:

- по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки ААШвУ сечением 2(3*150мм²) и I_{доп.ном.} = 275А.

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,9 - поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей; k₂=1,13 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

.

3) по термической стойкости к токам к.з.

где В_к - тепловой импульс для пучка кабелей;

.

, (суммарное сопротивление до точки к.з.).

Найдем реактивное сопротивление в конце линии:

, l=7 км,

Проведем выбор сечений жил кабелей по нагреву током короткого замыкания т. к. для рассматриваемой подстанции из всех критериев выбора данный критерий будет наиболее жестким. Для выбора термически стойкого сечения жил кабеля необходимо знать установившийся ток к.з. и возможное время прохождения этого тока через кабель. Определение сечения по термической стойкости производится по выражению [8]:

, (2.33)

где б - расчетный коэффициент, определяемый ограничением допустимой температуры нагрева жил кабеля, б_Al=12.

Величину t_п находят по зависимостям t_п=f(t); в=I"/I_пк=1,485; для в=1,485 t_п=1,58. Подставляя значения в выражение (2.33), получим для кабельной линии 10 кВ:

, мм².

Учтем, что ввода 10 кВ присоединяются к ячейкам типа К-Х11, имеющей возможность максимального количества и сечения силовых кабелей 6(3240). Окончательно выбираем пять кабельных присоединений кабеля на напряжение 10 кВ типа ААВГ 3240.

Для отходящих линий 10 кВ с ячейками типа КУ2-10Э, 630 А для питания КТП цеха:

, мм².

Принимаем ближайшее меньшее стандартное значение сечения кабеля типа ААВГ 3240 мм².

Для отходящих линий 10 кВ с ячейками типа КУ2-10Э, 1000 А для питания шлаковых печей:

, мм².

Окончательно выбираем два кабельных присоединений кабеля на напряжение 10 кВ типа ААВГ 3240 (с учетом номинального тока потребителя).

2.7 Выбор коммутационной аппаратуры

В режиме короткого замыкания надежная работа электрооборудования обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Так как исследуемая подстанция уже существует, то рассмотрим установленное на ней электрооборудование.

Осуществим проверку имеющихся выключателей высокого напряжения подстанции ГПП-7. На подстанции установлены масляные подвесные выключатели внутренней установки типа ВМПЭ-10-1600 и выключатели колонковые с электромагнитным приводом типа ВКЭ-10-630-31,5У2, ВКЭ-10-1000-31,5У2. Критериями для выбора выключателей высокого напряжения являются данные по номинальному напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току, по термической устойчивости и роду установки.

На основании данных подстанции проверим установленные выключатели требованиям установки. Параметры выбора выключателей сведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11 Параметры выбора выключателей

Тип выключателя	Выбираемая величина	Условие выбора	Каталожные данные	Расчетное значение
ВМПЭ-10- -1600-31,5	номинальное напряжение, кВ	Uн.а. Uн.у.	10	10
	номинальный ток отключения, кА	Iн.о. Iр.о	31,5	26,824
	допустимый ударный ток к.з., кА	iн.дин iу.расч	80	39,832
	номинальная мощность отключения, МВ·А	Sн.о. Sр.о	500	487,805
ВКЭ-10-630-20У2	номинальное напряжение, кВ	Uн.а. Uн.у.	10	10
	номинальный ток отключения, кА	Iн.о. Iр.о	20	16,032
	допустимый ударный ток к.з., кА	iн.дин iу.расч	52	23,806
	номинальная мощность отключения, МВ·А	Sн.о. Sр.о	350	291,545
ВКЭ-10-1000-20У2	номинальное напряжение, кВ	Uн.а. Uн.у.	10	10
	номинальный ток отключения, кА	Iн.о. Iр.о	20	15,49
	допустимый ударный ток к.з., кА	iн.дин iу.расч	52	23,001
	номинальная мощность отключения, МВ·А	Sн.о. Sр.о	350	281,690

Из табл. 2.11 видно, что установленные типы выключателей подходят для эксплуатации по указанным условиям выбора. Необходимо также рассмотреть условия, при которых могут работать данные типы выключателей. Эти выключатели предназначены для КРУ внутренней установки переменного тока частотой 50 Гц. Они могут нормально работать на высоте не более 1000 м над уровнем моря при температуре окружающего воздуха не выше +40°С при среднесуточной температуре от +35°С до -40°С. При необходимости выключатели изготавливаются для работы как в условиях умеренной загрязненности атмосферы (нормальное исполнение внешней изоляции по категории А), так и в условиях интенсивной загрязненности атмосферы, осаждения морской соли, уносов химических и металлургических заводов и котельных электростанций (усиленное исполнение внешней изоляции по категории Б). Таким образом, видно, что установленные выключатели удовлетворяют необходимым требованиям.

Установленные ячейки имеют разъединители с заземляющими ножами. Разъединители используют для включения и отключения высокого напряжения при мощности, не достаточной для образования дуги, так как они не имеют устройств для гашения дуги. Разъединители используются для вывода высоковольтного оборудования в ремонт и ревизию. с помощью разъединителей обеспечивается видимый разрыв цепи, а следовательно, безопасность работы людей, проводящих ремонт, текущий осмотр или испытания высоковольтного электрического оборудования.

Выполним проверку разъединителей по требованиям установки. На подстанции установлены разъединители РВЗ-10/630, РВЗ-10/1000, РВКЗ-10/2000 напряжением 10 кВ (см. табл. 2.12).

Таблица 2.12Параметры выбора разъединителей

Тип выключателя	Выбираемая величина	Условие выбора	Каталожные данные	Расчетное значение
РВЗ-10/630, РВЗ-10/1000	номинальное напряжение, кВ	Uн.а. Uн.у.	10	10
	номинальный ток отключения, кА	Iн.о. Iр.о	35	15,49 16,032
	допустимый ударный ток к.з., кА	iн.дин iу.расч	60	23,001 23,806
РВКЗ-10/2000	номинальное напряжение, кВ	Uн.а. Uн.у.	10	10
	номинальный ток отключения, кА	Iн.о. Iр.о	50	26,824
	допустимый ударный ток к.з., кА	iн.дин iу.расч	85	39,832

2.8 Расчет и выбор элементов реле защиты трансформаторов

В процессе эксплуатации силовых трансформаторов имеют место повреждения и опасные ненормальные режимы работы. Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов предусматривается газовая защита, для защиты от многофазных замыканий предусматривается максимальная токовая защита мгновенного действия, для защиты от сверхтоков перегрузки устанавливается максимальная токовая защита с ограниченно зависимой характеристикой, кроме того, предусматривается защита от замыканий на землю. Основные сведения по выбору и расчету защиты трансформаторов приведены в табл. 2.13.

Таблица 2.13 Выбор и расчет защиты силовых трансформаторов

Характер повреждения	Наименование и исполнение защиты	Расчетная формула определения величины срабатывания защиты	Значения коэффициентов
Многофазное к.з.	Максимальная токовая отсечка со стороны питания		кн=1,4
Сверхтоки при перегрузке	Максимальная токовая отсечка		кн=1,4 кв=0,85
Замыкания на землю	Максимальная токовая защита нулевой последовательности	Iс.р.=0,5, А	-

В соответствии со значениями расчетных величин и коэффициентов получены расчетные токи срабатывания, которые округлены до ближайших стандартных значений: для реле защиты от многофазных к.з. I_с.р.=16,29, А; для реле защиты от сверхтоков при перегрузке I_с.р.=16,3, А. Выбираем 3РТ-40/50 с пределом уставки тока реле 12,5ч50, А.

Для сигнализации о перегрузке трансформаторов в одну из фаз включается дополнительное токовое реле, оно действует не на отключение, а на сигнал, предупреждая персонал о превышении номинальной мощности трансформатора. Ток срабатывания этого реле определяется из выражения [11]:

, (2.34)

где k_н - коэффициент надёжности, k_н=1,05;

k_в - коэффициент возврата, k_в=0,85;

k_тт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, на стороне ВН k_тт=40;

I_н.тр - номинальный ток трансформатора, I_н.тр=520 А.

,А.

Т. к. установленные типы защит не имеют выдержки времени, то проверять защиту трансформатора на селективность не имеет смысла.

2.9 Анализ системы контроля и учета распределения электроэнергии и основных электрических параметров

Для рационального использования электроэнергии необходимо знать, на какие цели и в каком количестве она расходуется. Кроме того, важным понятием является качество электроэнергии, т.е. совокупность ее свойств, обуславливающих пригодность электроэнергии для нормальной работы приемников электроэнергии в соответствии с их назначением при расчетной работоспособности [12]. При выходе показателей качества за установленные пределы увеличиваются расход и потери электроэнергии, снижается уровень надежности работы электрооборудования, возникают нарушения технологических процессов.

На подстанции ГПП-7 применяется автоматизированная система контроля и учета распределения электроэнергии. Система учета электроэнергии должна выполнять следующие функции:

- сбор информации со счетчиков;

- приведение к именованным единицам (кВт/ч, квар/ч) информации о расходе электроэнергии;

- алгебраическое суммирование расхода активной и реактивной энергии по группам учета нарастающим итогом за смену, сутки, месяц;

- вычисление текущего значения cosц.

Система позволяет контролировать: задание даты (числа, месяца), начала и конца утреннего и вечернего максимумов нагрузки системы; задание величины заявленной мощности утреннего и вечернего максимумов нагрузки; коррекция показаний текущего времени; визуальный контроль работы всех подключенных счетчиков с преобразователями на диспетчерском пункте; индикацию отказов каналов учета; постоянную индикацию значений текущего времени, даты и величин:

а) нарастающих расходов активной и реактивной энергии по группам учета за текущие сутки, месяц;

б) уставок:

- лимиты мощностей утренней и вечерней;

- начало и конец утреннего максимума;

- начало и конец вечернего максимума;

- начало 1, 2 и 3 смены.

Автоматизированная система учёта оказывается достаточно эффективной. Таким образом, достигается высокая оперативность принимаемых действий, что в свою очередь положительно сказывается на величине расхода электроэнергии.

На рассматриваемой подстанции ГПП-7 для контроля и учета распределения энергии установлены трехфазные счетчики активной и реактивной энергии на вводах 10 кВ - ваттметр и варметр ферродинамический типа Д335/1. Кроме того, каждая ячейка, питающая КТП цеха и шлаковые печи имеет свой собственный счетчик активной энергии - ваттметры ферродинамические типа Д323, амперметры электромагнитные перегрузочные типа Э421/1 и электромагнитные типа Э140; вольтметры переменного тока средних значений типа Ф564. Установленные приборы контроля и учета распределения электроэнергии и основных электрических параметров позволяют получать данные по подстанции ГПП-7 о номинальном напряжении на шинах 10 кВ, потребляемом токе на шинах 10 кВ и токе индивидуальных нагрузок, вторичном напряжении на стороне НН силовых трансформаторов, потребляемой активной и реактивной мощности вводами 10 кВ, а также рассчитывать значение cosц. Частично, система контроля и учета автоматизарована и компьютеризирована. Данные со счетчиков, установленных на вводах 10 кВ, с помощью интерфейсного кабеля RS232 передаются на интерфейсный адаптер RS438, соединенный с персональным компьютером. Это позволяет оперативному дежурному персоналу вести постоянный учет распределения электроэнергии и сохранять данные о потребляемой энергии в течение года.

3. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ ГПП-7 ОАО «НЛМК»

3.1 Расчет искусственного освещения помещений подстанции

При проектировании осветительных установок большое значение имеет правильное определение требуемой освещенности объекта. Для этой цели разработаны нормы промышленного освещения на основе классификации работ по определенным количественным признакам работ. На нормы освещенности влияют характер зрительной работы и размер объекта различения. Правильное выполнение осветительных установок способствует рациональному использованию электроэнергии, повышению производительности труда, уменьшению количества аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости рабочих.

Для решения этой задачи необходимо выполнить следующие расчеты: выбрать типы источников света и светильников; наметить наиболее целесообразные высоты установки светильников и их размещение; определить качественные характеристики осветительных установок; выбрать сечения и марки проводов.

На подстанции ГПП-7 находятся следующие помещения: зал с выключателями вводов и нагрузок; два помещения кабельных шахт; два помещения с трансформаторами собственных нужд; служебное помещение для ремонтного персонала; помещение для дежурных электриков. Нормы освещенности помещений и участков подстанции [13] в соответствии с характером зрительной работы приведены в табл. 3.1. В соответствии с этими требованиями рассчитаем освещение помещений подстанции методом коэффициента использования для помещений площадью более 200 м², используем графики Гурова и Прохорова для остальных помещений [13].

Зал с выключателями вводов и нагрузок. Расчетная высота h определяется из выражения [13]:

Таблица 3.1 Нормы освещенности помещений и участков подстанции ГПП-7

Помещения и участки	Плоскость нормирования освещенности	Разряд зрительной работы	Освещен- ность, лк
Помещения распределительных устройств: фасад щита задняя сторона щита	В-1,5 В-1,5	IVг VI	150 100
Шкалы измерительных приборов: светлые шкалы темные шкалы	В - на приборах В - на приборах	IVг IVв	150 200
Камеры трансформаторов, ячеек, выключателей	В - на приборах В-1,5	VI VI	100 50

h = H - h_р - h_c, (3.1)

где H - высота помещения, Н=4 м;

h_р - высота расчетной поверхности над полом, h_р=0,6 м;

h_c - расстояние светильника от перекрытия, h_с=1,1 м.

Подставляя значения в выражение (3.1), получим:

h = 4 - 0,6 - 1,1 = 2,3, м.

Для горизонтального светильника типа ЛПО02/П-01, имеющего полуширокую кривую силы света (буква Л в обозначении светильника), находим значение л_э=1,8 - отношение между рядами светильников к расчетной высоте, тогда расстояние между рядами светильников равно L_а = л_э h = 1,8 2,3 = 4,14, м. Принимаем L_а = 4 м, тогда можно разместить 4 ряда светильников.

Принимаем число светильников равным 12, тогда L_в = 3 м - расстояние между светильниками; L_а / L_в = 4/3 = 1,333 < 1,5. Расчетное число светильников - 48. С учетом особенностей помещения и необходимостью установки аварийного освещения, совмещенного с общим, окончательно получаем число светильников N = 35.

Помещения кабельных шахт. Удельная мощность общего равномерного освещения светильника типа УП-24 при освещенности 50 лк и площади помещения S = 24 и 18 м² составляет щ = 17,4 и 19,2 Вт/м² соответственно. Тогда:

. (3.2)

Подставляя значения, получим для кабельных шахт:

, Вт;

, Вт.

Окончательно выбираем 2 светильника типа УП-24 с лампами мощностью 200 Вт.

Помещения с трансформаторами собственных нужд. Удельная мощность общего равномерного освещения светильника типа УП-24 при освещенности 100 лк и площади помещения S = 4,68 м² составляет щ = 37,6 Вт/м². Тогда:

, Вт.

Окончательно выбираем 2 светильника типа УП-24 с лампами мощностью 100 Вт.

Служебное помещение для ремонтного персонала. По графикам для определения числа светильников Гурова и Прохорова находим для ЛСО02/Р-0,2 при освещенности 200 лк и площади 27 м² необходимое количество светильников - 5 штук.

Помещение для дежурных электриков. По графикам для определения числа светильников Гурова и Прохорова находим для ЛСО02/Р-0,2 при освещенности 200 лк и площади 72 м² необходимое количество светильников - 10 штук.

Помещения силовых трансформаторов. Удельная мощность общего равномерного освещения светильника типа РСП08/Г03 с лампами ДРЛ при освещенности 100 лк и площади помещения S = 60 м² составляет щ = 8,3 Вт/м². Тогда:

, Вт.

Окончательно выбираем 4 светильника типа РСП08/Г03 с лампами ДРЛ мощностью 125 Вт.

Результаты расчета искусственного освещения производственных помещений подстанции приведены в табл. 3.2. План сети электрического освещения подстанции ГПП-7 приведен на рис. 3.1.

Таблица 3.2 Результаты расчета искусственного освещения на подстанции ГПП-7

Название помещения	Тип светильника	Количество, шт.	Мощность лампы светильника, Вт
Зал с выключателями вводов и нагрузок	ЛПО02/П-01	35	40
Помещения кабельных шахт	УП-24	4	200
Помещения с трансформаторами собственных нужд	УП-24	4	100
Служебное помещение для ремонтного персонала	ЛСО02/Р-0,2	5	40
Помещение для дежурных электриков	ЛСО02/Р-0,2	10	40
Помещения силовых трансформаторов	РСП08/Г03	16	125

Рис. 3.1. План сети электрического освещения подстанции ГПП-7

Далее выберем сечения проводников осветительной сети. Так как при сравнительно небольшой площади подстанции используется достаточно большое число светильников с люминесцентными лампами, то целесообразно выбрать сечение по нагреву. Расчетная нагрузка Р_р,о определяется выражением:

Р_р,о = Р_уст К_с К_пра, (3.3)

где Р_уст - установленная мощность ламп, кВт;

К_пра - коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре, К_пра = 1,2.

Подставляя значения в выражение (3.3), получим:

Р_р,о = 7,2 1 1,2 = 8,64, кВт.

Нагрев проводника вызывается прохождением по нему тока I_р,о, значение которого для трехфазной сети с нулевым проводом при равномерной нагрузке определяется из выражения [13]:

. (3.4)

Подставляя значения в выражение (3.4), получим:

, А.

Выбираем кабель марки АПРВ для прокладки в воздухе с количеством жил равным двум и длительно допустимым током 29 А сечением 4 мм².

3.2 Расчет наружного освещения

Рассчитаем наружное освещение методом коэффициента использования (т.к. подстанция имеет навес и окружена со всех сторон стенами). Для определения коэффициента использования з необходимо найти индекс помещения I, предположительно оценив коэффициенты отражения поверхностей помещения: потолка - с_п, стен - с_с, пола - с_р.

Принимаем с_п=0,7; с_с=0,5; с_р=0,1. Индекс помещения определяется по формуле [13]:

, (3.5)

где А, В - длина и ширина ограниченного помещения соответственно, м.

Подставляя значения в выражение (3.3), получим:

.

Из [14] находим при i = 5, з = 0,8. Световой поток ламп Ф в каждом светильнике, необходимый для создания заданной минимальной освещенности определяется по формуле [13]:

, (3.6)

где Е_н - заданная минимальная освещенность, лк;

К_зап - коэффициент запаса;

S - освещаемая площадь, м²;

z - коэффициент минимальной освещенности.

Подставляя значения в выражение (3.6), получим:

, лм.

Если принимаем светильники с лампами ДРЛ 700 Вт со световым потоком 35000 лм, то необходимо установить 48 светильников со световым потоком Ф=1680000 лм.

3.3 Аварийное и охранное освещение

Аварийное освещение служит для продолжения работы в случае внезапного отключения рабочего освещения. Наличие аварийного освещения обязательно в случаях, если при отключении рабочего освещения возможны: взрыв, пожар; длительное нарушение технологического процесса; опасность травматизма в местах массового скопления людей.

Для аварийного освещения могут применяться только лампы накаливания или люминесцентные лампы. Освещенность рабочих поверхностей должна составлять не менее 5% освещенности, установленной для рабочего освещения этих поверхностей при системе общего освещения, но не менее 2 лк внутри производственных помещений.

Для основного помещения подстанции (зал с выключателями вводов и нагрузок) предусмотрена установка 6 светильников типа ЛПО02/П-01, питающихся отдельно от общей осветительной сети.

Минимальное искусственное освещение для несения пожарной охраны в нерабочее время предусматривается охранным освещением. Освещенность, создаваемая им, должна быть равной 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости [14,15]. Для этих целей выбираем светильник типа ППР-100 с лампой накаливания 60 Вт.

4. МОЛНИЕЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ ГПП-7 ОАО "НЛМК"

4.1 Молниезащита подстанции

Здания и сооружения промышленных предприятий в зависимости от их назначения, конструктивного исполнения, географического местоположения, связанного с интенсивностью грозовой деятельности и ожидаемого количества поражения молнией, должны быть обеспечены молниезащитой. Рассматриваемая подстанция ГПП-7 находится рядом с цехом, поэтому ее молниезащита и заземление рассматриваются вместе с цеховыми молниезащитой и заземлением. В соответствии с назначением зданий и сооружений необходимость выполнения молниезащиты и категория определяются инструкцией РД34.21.122-87.

Конвертерный цех №1 ОАО «НЛМК» согласно классификации зданий и сооружений по устройству молниезащиты [16] относится к сооружениям III категории. Такие сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации. В конструктивном отношении защита должна выполняться в виде молниеприемной сетки площадью не более 150 м². Кроме того, при толщине металлической крыши более 4 мм достаточно выполнить только заземление всех внешних металлических частей.

При использовании в качестве молниеприемников сетки или металлической кровли по периметру здания в земле на глубине не менее 0,5 м должен быть проложен наружный контур, состоящий из горизонтальных электродов (см. рис. 4.1). К заземлителям защиты от прямых ударов молнии должны быть присоединены находящиеся внутри строения металлические конструкции, оборудование и трубопроводы, а также устройства выравнивания электрических потенциалов.



Рис. 4.1. Молниезащита здания III категории с металлическими фермами

4.2 Расчет заземляющего устройства

Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев проверяют по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ. В соответствии с ПУЭ устанавливается допустимое сопротивление заземляющего устройства R_з. Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное сопротивление заземляющего устройства принимают наименьшее из допустимых.

Для рассматриваемой подстанции ГПП-7 со стороны 110 кВ в соответствии с требованиями технической документации и ПУЭ сопротивление заземляющего устройства равно R_з=4 Ом, так как оно одновременно используется для электроустановок до 1 кВ и выше. Предварительно с учетом площади, занимаемой подстанцией, намечаем расположение заземлителей - по периметру с расстоянием между вертикальными электродами 4 м. Сопротивление искусственного заземлителя при отсутствии естественных заземлителей принимаем равным допустимому сопротивлению заземляющего устройства R_и= R_з=4 Ом.

Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

, Омм;

, Омм,

где с_уд - удельное сопротивление грунта на территории подстанции [5]; с_уд=100 Омм;

К_п.г, К_п.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, принятые по [4] для климатической зоны 3.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определим по формуле [8]:

, (4.1)

где l, d - длина и диаметр электрода, м;

t - глубина залегания электрода, м.

Подставив значения в выражение (4.1), найдем:

, Ом.

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при принятом коэффициенте использования К_и.в=0,56 (отношение расстояния между электродами к их длине равно 4, ориентировочное число вертикальных электродов в соответствии с планом объекта составляет 10) из выражения (4.2):

. (4.2)

Подставляя значения в выражение (4.2), получим:

.

Определим расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле (4.3):

. (4.3)

Подставляя значения в выражение (4.3), получим:

, Ом.

Уточним необходимое сопротивление вертикальных электродов из выражения (4.4):

. (4.4)

Подставляя значения в выражение (4.4), получим:

, Ом.

Определим число вертикальных электродов при коэффициенте использования К_и.в.у=0,51 по выражению (4.5):

. (4.5)

Подставляя значения в выражение (4.5), получим:

.

Окончательно принимаем к установке 12 вертикальных электродов, расположенных по контуру подстанции ГПП-7 с расстоянием между ними по 12 м, соединенные между собой горизонтальными электродами на глубине 1,7 м.

5. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЕЙ

5.1 Основные положения по составлению электробаланса

Электробаланс промышленного предприятия состоит из прихода и расхода электроэнергии (активной и реактивной). В приход включают электроэнергию, полученную от энергосистемы или от сетей других предприятий, а также выработанную электрическими установками предприятия (генераторами промышленных ТЭЦ и ГЭС, синхронными компенсаторами и конденсаторами). Приходную и расходную части учитывают по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии.

Приходную часть электробаланса для активной электроэнергии составляют по промышленному предприятию, по цехам предприятия, по отдельным энергоемким агрегатам (по особому указанию главного энергетика предприятия или инспекции энергосбыта).

Расходную часть электробаланса активной электроэнергии разделяют на следующие статьи расхода [4, 5, 8, 13]:

1) прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс с выделением полезного расхода электроэнергии на выпуск продукции без учета потерь в различных звеньях энергоемкого технологического оборудования (электрические печи, компрессорные и насосные установки, прокатные станы и другие крупные потребители электроэнергии);

2) косвенные затраты электроэнергии на основной технологическийпроцесс вследствие его несовершенства или нарушения технических норм(влажная шихта, недогрев слитков при прокате и т. п.);

3) затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (вентиляцияпомещений цехов, цеховой транспорт, освещение и т. п.);

4) потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения (линиях, трансформаторах, реакторах, компенсирующих устройствах и двигателях);

5) отпуск электроэнергии посторонним потребителям (столовые, клубы, поселки, магазины, городской электрический транспорт и т. д.).

Наличие всех пяти статей расхода электроэнергии при составлении электробаланса не является обязательным. Например, в электробалансе промышленных предприятий могут отсутствовать статьи 2 и 5.

Удельный расход электроэнергии в электробалансе должен быть отнесен на единицу продукции, сопоставимую с соответствующими показаниями других цехов и заводов.

Задачами составления электробаланса являются следующие:

а) выявление и нахождение расходов электроэнергии по статьям 2, 3, 4 и 5, с тем чтобы четко выделить расход электроэнергии на основную продукцию предприятия;

б) определение действительных удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции предприятия;

в) выявление возможности сокращения непроизводительных расходовэлектроэнергии (статьи 2, 3, 4, 5) и уменьшения расхода электроэнергии на выпуск основной продукции путем проведения различных мероприятий, усовершенствующих технологический процесс, и постоянного сопоставления действительных удельных норм расхода электроэнергии на основную продукцию завода.

Единая методика расчета потерь электроэнергии с необходимыми формулами и указаниями будет приведена в следующем параграфе с учетом схемы распределительных сетей подстанции и типов потребителей.

5.2 Методика определения потерь электроэнергии

Характерные в отношении потребления электроэнергии сутки позволяют распространять собранные и рассчитанные для них данные с целью прогнозирования интересующих параметров на месяц или год. Такие сутки находят следующим образом: по записям в вахтенном журнале определяют расход электроэнергии за учетный период времени; по найденному за учетный период расходу находят среднесуточный расход электроэнергии; по вахтенному журналу находят сутки, имеющие такой же (или близкий к нему) расход электроэнергии, как и полученный выше среднесуточный расход; найденные таким образом сутки и их действительный график нагрузки принимают за характерные.

Потери электроэнергии какой-либо линии за учетный период находят из выражения [5]:

, (5.1)

где к_ф - коэффициент формы графика суточной нагрузки;

I_ср - среднее за характерные сутки значение тока линии;

R_э - эквивалентное активное сопротивление линии;

Т_р - число рабочих часов за учетный период.

В частном случае эквивалентные сопротивления R_э и х_э определяются следующим образом. Для неразветвленной линии с сосредоточенной нагрузкой на конце [4]:

(5.2)

где r₀, х₀ - активное и реактивное погонные сопротивления линии;

l - длина линии.

Потери активной энергии в трансформаторах за учетный период определяются из выражения [8]:

, (5.3)

где - приведенные потери мощности холостого хода трансформатора; здесь к_ип - коэффициент потерь, зависящий от передачи реактивной мощности, - постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора:

; (5.4)

Т₀ - полное число часов присоединения трансформатора к электросети;

- приведенные потери мощности короткого замыкания трансформатора; здесь - реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной нагрузке:

; (5.5)

где к_з - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной энергии в трансформаторах за учетный период определяются из выражения [8]:

. (5.6)

5.3 Составление электробаланса шлаковых печей

Рассчитаем электробаланс для каждой шлаковой печи отдельно, т. к. потребляемые ими мощности не одинаковы, следовательно, результаты расчета получатся не точными. Для печи №1 расход электроэнергии за сутки по счетчику равен Э_п1 = 96000 кВтч. Число рабочих часов за сутки t_р = 20 ч, а число часов работы на холостом ходу равно t_хх = 4 ч.

Электрические потери в линии, питающей печь, можно разделить на потери за сутки, потери за время работы на холостом ходу и потери за время плавления металла. Примем К_ф = 1,1 согласно [5]. Определим среднее за сутки значение тока линии:

, А.

Тогда потери за сутки согласно выражения (5.1) будут равны:

, кВтч.

Потери за время работы на холостом ходу определим из выражения (5.1), приняв I_хх = 172 А:

, кВтч.

Потери за время плавления металла будут равны:

, кВтч.

Активные потери в силовом трансформаторе, питающем печь, определим из выражения (5.3). Постоянную составляющую потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора определим из выражения (5.4):

, кВт.

Приведенные потери холостого хода при к_и = 0,02 равны:

, кВт.

Определим реактивную мощность, потребляемую трансформатором при полной нагрузке из выражения (5.5):

, кВт.

Приведенные потери мощности короткого замыкания определим из выражения:

, кВт.

Коэффициент загрузки трансформатора №1 будет равен:

.

Подставляя значения, получим потери активной энергии в трансформаторе:

, кВтч.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определим из выражения (5.6):

, кВАрч.

Аналогичным образом определим составляющие части электробаланса для остальных печей. Для печи №2 расход электроэнергии за сутки по счетчику равен Э_п2 = 93600 кВтч. Число рабочих часов за сутки t_р = 22 ч, а число часов работы на холостом ходу равно t_хх = 2 ч.

Определим среднее за сутки значение тока линии:

, А.

Тогда потери за сутки согласно выражения (5.1) будут равны:

, кВтч.

Потери за время работы на холостом ходу определим из выражения (5.2), приняв I_хх = 167 А:

, кВтч.

Потери за время плавления металла будут равны:

, кВтч.

Т. к. силовые трансформаторы, питающие печи одинаковые, то постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора и реактивная мощность, потребляемая трансформатором при полной нагрузке также будут одинаковыми.

Коэффициент загрузки трансформатора №2 будет равен:

.

Подставляя значения, получим потери активной энергии в трансформаторе:

, кВтч.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определим из выражения:

, кВАр.

Для печи №3 расход электроэнергии за сутки по счетчику равен Э_п3 = 105600 кВтч. Число рабочих часов за сутки t_р = 21 ч, а число часов работы на холостом ходу равно t_хх = 3 ч.

Определим среднее за сутки значение тока линии из выражения:

, А.

Тогда потери за сутки согласно выражения будут равны:

, кВтч.

Потери за время работы на холостом ходу определим из выражения (5.1), приняв I_хх = 189 А:

, кВтч.

Потери за время плавления металла будут равны:

, кВтч.

Коэффициент загрузки трансформатора №3 будет равен:

.

Подставляя значения, получим потери активной энергии в трансформаторе:

, кВтч.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определим из выражения:

, кВар.

Для печи №4 расход электроэнергии за сутки по счетчику равен Э_п4 = 99600 кВтч. Число рабочих часов за сутки t_р = 19 ч, а число часов работы на холостом ходу равно t_хх = 5 ч.

Определим среднее за сутки значение тока линии из выражения:

, А.

Тогда потери за сутки согласно выражения (5.4) будут равны:

, кВтч.

Потери за время работы на холостом ходу определим из выражения, приняв I_хх = 178 А:

, кВтч.

Потери за время плавления металла будут равны:

, кВтч.

Коэффициент загрузки трансформатора №4 будет равен:

.

Подставляя значения, получим потери активной энергии в трансформаторе:

, кВтч.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определим из выражения:

, кВар.

Суммарные потери в линии за сутки равны:

, кВтч.

Суммарные потери в линии за время холостого хода:

, кВтч.

Суммарные потери за время плавления металла будут равны:

, кВтч.

Суммарные потери активной энергии в трансформаторах:

, кВтч.

Суммарные потери реактивной энергии в трансформаторах:

, кВарч.

5.4 Определение электробаланса прочих потребителей электроэнергии

Расход электроэнергии на вспомогательные нужды определен по счетчикам, непосредственно учитывающим этот расход: Э_в,а = 277824 кВтч;

Э_в,р = 102360 кВарч.

Т. к. практически все потребители подстанции ГПП-7 запитаны с помощью кабеля одной марки и одного сечения (см. рис. 2.3), то можно найти потери в отходящих линиях сразу всех потребителей. Из справочника определяем r_п = 0,129 Ом/км, х_п = 0,075 Ом/км. Суммарная длина отходящих линий равна 3 км, тогда сопротивления кабельной линии равны:

, Ом.

, Ом.

, Ом.

Примем К_ф = 1,06 согласно [8]. Определим среднее за сутки значение тока линии из выражения:

, А.

Тогда потери за сутки согласно выражения будут равны:

, кВтч.

В связи с тем, что вспомогательное оборудование работает постоянно потери за время работы на холостом ходу равны нулю.

Активные потери в силовых трансформаторах, установленных на КТП цеха и питающих вспомогательное оборудование, определим из выражения (5.3). Постоянную составляющую потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора определим из выражения:

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт.

Приведенные потери холостого хода при к_и = 0,02 равны:

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт.

Определим реактивную мощность, потребляемую трансформатором при полной нагрузке из выражения:

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт.

Приведенные потери мощности короткого замыкания определим из выражения:

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт;

, кВт.

Коэффициент загрузки трансформаторов будет равен:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Подставляя значения в (5.3), получим потери активной энергии в трансформаторе:

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч;

, кВтч.

Суммарные потери активной энергии трансформаторами на КТП цеха:

, кВтч.

Потери реактивной энергии в трансформаторе определим из (5.6):

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч;

, кВарч.

Суммарные потери реактивной энергии трансформаторами на КТП цеха:

, кВарч.

5.5 Результаты электробаланса конвертерного цеха за сутки

Электробаланс конвертерного цеха за сутки будет складываться из электроэнергии, потребленной на все процессы, происходящие в цехе в течение этого периода времени. Расход электроэнергии на основной и вспомогательный технологический процессы приведены в табл. 5.1 и 5.2 соответственно. Результирующий баланс активной и реактивной энергии приведен в табл. 5.3. Энергетические диаграммы активной электроэнергии на основной и вспомогательный технологический процессы конвертерного цеха, а также по цеху в целом за сутки приведены на рис. 5.1, 5.2 и 5.3.

Таблица 5.1 Расход электроэнергии на основной технологический процесс

Размерность	Расход электроэнергии на плавление	Потери электроэнергии в линии	Потери электроэнергии в силовых трансформаторах	Всего потерь	Всего потреблено электроэнергии
		за время холостого хода	за время плавления металла	итого
кВтч	386046,453	218,968	3183,809	3402,777	5350,77	8753,547	394800
%	97,783	0,056	0,806	0,862	1,355	2,217	100
кВАрч	1307,448	-	-	-	35172,552	35172,552	36480
%	3,584	-	-	-	96,416	96,416	100

Рассчитанный баланс активной и реактивной энергии цеха показывает, что максимальными потерями для основного технологического процесса являются потери электроэнергии в силовых трансформаторах - они составляют 1,355% для активной энергии и 96,416% для реактивной энергии. Это связано с тем, что процесс плавки металла является непрерывным, т. е. даже на холостом ходу индуктора плавильных печей могут потреблять до половины паспортной мощности.

Рис. 5.1. Энергетическая диаграмма активной энергии конвертерного цеха на основной технологический процесс

Рис. 5.2. Энергетическая диаграмма активной энергии конвертерного цеха на вспомогательный технологический процесс

Рис. 5.3. Энергетическая диаграмма активной энергии конвертерного цеха

Таблица 5.2 Расход электроэнергии на вспомогательный технологический процесс

Размерность	Расход электроэнергии на полезную работу	Потери электроэнергии в линии	Потери электроэнергии в силовых трансформаторах	Всего потерь	Всего потреблено электроэнергии
		за время холостого хода	за время полезной работы	итого
кВтч	255546,061	-	18361,465	18361,465	3916,474	22277,939	277824
%	91,981	-	6,609	6,609	1,41	8,019	100
кВАрч	83561,768	-	-	-	18798,232	18798,232	102360
%	81,635	-	-	-	18,365	18,365	100

Таблица 5.3 Результирующая таблица распределения активной и реактивной энергии

Размерность	Расход электроэнергии на основной технологический процесс	Расход электроэнергии на вспомогательный технологический процесс
	Расход электроэнергии на плавление	Всего потерь	Всего потреблено электроэнергии	Расход электроэнергии на полезную работу	Всего потерь	Всего потреблено электроэнергии
кВтч	386046,453	8753,547	394800	255546,061	22277,939	277824
%	97,783	2,217	100	91,981	8,019	100
кВАрч	1307,448	35172,552	36480	83561,768	18798,232	102360
%	3,584	96,416	100	81,635	18,365	100

Учитывая эту особенность у шлаковых печей как у основного технологического оборудования в целях сокращения потребления электроэнергии необходимо оптимизировать их работу таким образом, чтобы время работы на холостом ходу было минимальным и величина загрузки индукторов стремилась к их номинальной мощности. В этом случае потери электроэнергии сведутся к минимуму. Кроме того, исследование баланса активной и реактивной мощностей подтвердило тот факт, что размещение силовых трансформаторов непосредственно вблизи своей нагрузки является оправданным с экономической точки зрения, т. к. потери электроэнергии в линии получаются минимальными.

Для вспомогательного технологического процесса максимальные потери активной энергии происходят в линии во время работы вспомогательного оборудования - они равны 6,609%, а максимальные потери реактивной энергии будут наблюдаться в трансформаторах, установленных на КТП цеха - 18,365%.

Кроме того, необходимо отметить то, что для вспомогательного технологического процесса расход электроэнергии на полезную работу также будет состоять и из потерь в линиях, питающих элекропотребителей и потерь, связанных с работой электродвигателей. Учесть это не представляется возможным, т. к. счетчики энергии на КТП цеха не установлены, а оборудование настолько многочисленно и разнообразно, что требует специальных технических данных и параметров, собрать которые трудно из-за отсутствия документации.

Полученный в результате расчета расход электроэнергии на плавление металла можно брать за основу при определении удельных норм электроэнергии плавления. Отношение этого расхода электроэнергии к выпуску продукции представляет собой удельный расход электроэнергии плавления, не зависящий от состояния электрической сети, от типа элетропотребителей, от потерь в агрегате. Определенный таким образом удельный расход электроэнергии зависит только от технологического цикла плавления. От нарушения технологического режима (скорость роста температуры) и качества получаемого сырья.

6. ОЦЕНКА УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ ГПП-7 ОАО "НЛМК"

Под надежностью работы подстанции понимаются свойства подстанции выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в требуемых пределах, в течении необходимого промежутка времени или заданной наработки. Являясь комплексным свойством, надежность работы подстанции не может с достаточной полнотой, характеризоваться одним каким-либо показателем. Для подстанции надежность работы характеризуется наработкой на отказ, временем восстановления электрооборудования после отказа, вероятностью безотказной работы и работоспособностью.

Основной задачей анализа надежности электроснабжения является оценка количественных показателей системы. Для этого реальная система электроснабжения заменяется структурной схемой или блок-схемой, в которой элементы системы электроснабжения представляются в виде отдельных блоков. Блок-схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом.

Соединение блоков в блок-схеме может быть последовательным, когда отказ каждого из элементов приводит к отказу системы, и параллельным, когда отказ системы наступает только в том случае, если одновременно отказывает хотя бы по одному элементу в каждой цепи. Наличие параллельного и последовательного соединений в различных сочетаниях образует все многообразие блок схем систем электроснабжения.