Технологический процесс коксохимического производства

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Оглавление

Аннотация

Введение

1. Исходные данные на проектирование

2. Описание технологического процесса

3. Определение расчетных электрических нагрузок

4. Построение графиков электрических нагрузок

5. Определение центра электрических нагрузок.

6. Выбор системы питания.

6.1Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

6.2Выбор трансформаторов ППЭ

6.3 Выбор ВЛЭП

7 Выбор системы распределения

7.1 Выбор рационального напряжения распределения

7.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП

7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

8 Расчет токов короткого замыкания

9 Выбор электрических аппаратов

9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

10 Проверка КЛЭП на термическую стойкость

11 Расчет самозапуска электродвигателей

12 Расчет релейной защиты

12.1 Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла.

12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора.

12.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

12.4 Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН

12.5 Защита от токов перегрузки.

13 Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ.

14 Охрана труда

Заключение

Литература

Приложение

Аннотация

В данном дипломном проекте разработаны системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Содержание дипломного проекта включает в себя следующие вопросы: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электрической энергии, расчет токов короткого замыкания и проверка выбранной аппаратуры, разработка схемы электроснабжения, расчет релейной защиты, расчет заземляющего устройства, вопросы самозапуска электродвигателей. Рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации электроустановок.

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.

Введение

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий.

1. Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3. Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

4. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

5. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

6. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Introduction

The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations.

The system design of power supply of industrial firms was conducted in a number(series) of design organizations. As a result of generalization of experience of designing there was a standard solution.

Methods of calculation and designing of shop networks(grids), selection of power of shop transformers and transformer substations now are created, a technique of definition of electrical loads the main(basic) modern problems are etc. below listed(etc. below transferred) in the field of power supply of industrial firms.

1. Rational construction of systems of power supply of industrial firms.

2. Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms.

3. Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics.

4. Correct definition of expected electrical loads.

5. Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks.

6. Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations.

Theme of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering.

Исходные данные на проектирование

1) Генеральный план завода приведен на рис. 1.

2) Мощность системы питания 950 МВ·А.

3) Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

4) Индуктивное сопротивление системы (х_С) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ.

5) Расстояние от источника питания до завода 7 км.

6) Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Ведомость электрических нагрузок завода.

№	Наименование цеха		Категория по пожароопасности	Категория по надежности электроснабжения
1	Склад сульфата	200	П- II	III
2	Тушильная станция	1600	П- II_a	II
3	Насосная конденсата №1 Насосная конденсата №1(6 кВ)	1100 3920	П-III	I
4	Главный корпус	5500	П-II	II
5	Углеподготовка №1 Углеподготовка №1(6 кВ)	3000 4800	П-III	II
6	Градирня	1280	П-III	II
7	Сушильное отделение	1090	П-II	II
8	Очистные сооружения	400	П-III	III
9	РМЦ	1100	П-III	III
10	Обесфеноливающее отделение	1235	П-I	II
11	Градирня	1170	П-III	II
12	Склад угля	1290	П- II_a	II
13	Насосная конденсата №2 Насосная конденсата №2(6 кВ)	1130 3725	П-III	I
14	Угольная башня	1410	П-II_a	II
15	Насосная серной кислоты	300	П-III	II
16	Насосная конденсата №3	470	П-III	I
17	Мастерские	400	П-III	III
18	Известковое отделение	350	П-III	II
19	Машинный зал Машинный зал (6 кВ)	890 2500	В-I_a	I
20	Бункеры промышленной продукции	430	П-III	II
21	Бензольное отделение	1330	П-I	II
22	Пульпанасосная Пульпанасосная (6 кВ)	370 1040	П-III	II
23	Насосная фенольных вод	250	П-I	II
24	Углеподготовка №2 Углеподготовка №2 (6 кВ)	2000 2690	П-III	II
25	Коксосортировка	530	П-II_a	II
26	Сульфатное отделение	560	П-III	II

Метод коэффициента спроса

Метод коэффициента спроса наиболее прост и широко распространен. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность РЦ группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса К_С данной группы, определяемые по справочной литературе.

Расчетная нагрузка для однородных по режиму работы приемников определяется по следующим выражениям:

; ; ,

где К_С – коэффициент спроса группы приемников.

tg j - соответствует cos j.

Расчетная нагрузка (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.

;

- сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников;

- сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников.

К_Р.Т. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников, принимаемый 0,85 – 1,0 в зависимости от места нахождения данного угла в системе электроснабжения предприятия.

№	Наименование цеха	Pн	cosf	tgf	kc	P'm	Q'm
1	Административный корпус	660	0,9	0,48	0,5	330	159,83
2	РМЦ	700	0,6	1,33	0,4	280	373,33
3	Кроватный цех	6800	0,7	1,02	0,8	5440	5549,9
4	Бытовые помещения	1690	0,9	0,48	0,5	845	409,25
5	Столовая	290	0,9	0,48	0,5	145	70,227
6	Цех эмаль-посуды	6300	0,75	0,88	0,8	5040	4444,9
7	Склад готовой продукции	300	0,9	0,48	0,5	150	72,648
8	Насосная	2880	0,8	0,75	0,85	2448	1836
9	Цех размораживания	2560	0,8	0,75	0,8	2048	1536
10	Материальный склад	460	0,9	0,48	0,5	230	111,39
11	Гараж	270	0,7	1,02	0,6	162	165,27
12	Лаборатория (ЦЗЛ)	1500	0,7	1,02	0,6	900	918,18
13	Столовая	290	0,9	0,48	0,5	145	70,227
14	Опытный цех	600	0,6	1,33	0,4	240	320
15	Блок подсобных цехов	650	0,7	1,02	0,6	390	397,88
16	Медпункт	100	0,9	0,48	0,5	50	24,216
17	Электроцех	1400	0,6	1,33	0,4	560	746,67
18	Проходная	15	0,9	0,48	0,5	7,5	3,6324
19	Котельная	3480	0,8	0,75	0,85	2958	2218,5
20	Главный магазин	70	0,9	0,48	0,5	35	16,951
	Итого	31015				22403,5	19445

	Приемники 6 кВ
2	Цех эмаль-посуды	4200	0,75	0,88	0,8	3360	2963,2
4	Насосная	5250	0,8	0,75	0,85	4462,5	3346,9
		9450

Метод коэффициента спроса

Указанный в проектном задании установленные мощности цехов позволяют применить к расчету их нагрузок, метод коэффициента спроса.

Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов СЭС сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных трансформаторов и т.д., определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом.

Определение расчетной нагрузки данным методом рассмотрим на примере сборочного цеха №3.

где - расчетный максимум цеха без учета освещения.

К_С – коэффициент спроса цеха согласно цеха согласно [3].

кВт

кВар

Необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения s согласно [1] по выражению:

где F – освещаемая площадь, м²

s - удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м².

К_СО – коэффициент спроса осветительной нагрузки согласно [3].

кВт.

где tg j - коэффициент мощности осветительной нагрузки.

кВар.

В качестве источников света используем люминесцентные лампы и лампы ДРЛ с

cos j = 0,9 (tg j = 0,48).

Полная нагрузка цеха напряжением до 1 кВ представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки.

кВт

кВар

Результаты расчета остальных цехов сведены в табл. 2.

У потребителей напряжением 6 кВ отсутствует осветительная нагрузка.

Определим мощность осветительной нагрузки территории предприятия. Площадь территории F _тер =312716,3м² удельная плотность освещения s _тер = 1 Вм/м². Коэффициент спроса К_{СО тер} =1 по (2.1.3.) и (2.1.4.)

кВт

кВар

Суммарная активная нагрузка напряжением до 1 кВ.

кВт

Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1 кВ.

кВар

Суммарная полная нагрузка напряжением до 1 кВ.

кВА

Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума К_РМ = 0,9, а также потери в цеховых трансформаторах, линиях, распределительной и др. элементах. Однако эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций D Р и D Q учитывают приближенно по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1 кВ цех №3

кВт

кВар

Расчет остальных цехов представлен в таблице 2.

Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

кВт

Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной, насосной являются в основном синхронные двигатели. Они имеют опережающий cosj, т.е. они выдают реактивную мощность в сеть. Поэтому в расчетах учитываются со знаком «–».

Суммарная реактивная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

кВар

Реактивная мощность равна нулю так, как нагрузкой на 6 кВ в основном являются синхронные двигатели с cosj=1.

Активная мощность предприятия с учётом коэффициента разновримённости

кВт

Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

кВар.

Предварительные потери активной мощности в трансформаторе ППЭ

кВт

Предварительные потери реактивной мощности в трансформаторе ППЭ

кВар

Активная мощность предприятия

кВт

Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

кВар.

Полная расчетная мощность по заводу тогда будет

кВА.

Таблица 2. Расчетные максимумы цехов.

№	Наименование цеха		Pн	cosf	tgf		kc	P'm		Q'm	F	σ	К_со	tgf_о	Р_о	Q_о	Р_∑	Q_∑	S_∑	ΔРт	ΔQт	Р_м	Q_м	S_м
1	Склад сульфата		200	0,6	1,33		0,5	100		133,333	812,3	5,3	0,8	0,48	3,444	1,7	103,4	135	170,1	3,401	17	106,85	151,99	185,79
2	Тушильная станция		1600	0,65	1,17		0,4	640		748,243	21005,7	5,3	0,9	0,48	100,2	48	740,2	796	1087	21,74	109	761,94	905,06	1183,1
3	Насоная конденсата№1		1100	0,85	0,62		0,85	935		579,7	676,87	4,5	0,8	0,48	2,437	1,2	937,4	581	1103	22,06	110	959,49	691,15	1182,5
4	Главный корпус		5500	0,9	0,48		0,9	4950		2397,39	4738,1	5,3	0,9	0,48	22,6	11	4973	2408	5525	110,5	553	5083,1	2960,7	5882,5
5	Углеподготовка№1		3000	0,8	0,75		0,6	1800		1350	1195,81	5,4	0,9	0,48	5,812	2,8	1806	1353	2256	45,13	226	1850,9	1578,4	2432,6
6	Градирня		1280	0,7	1,02		0,5	640		652,931	508,3	5,68	0,9	0,48	2,598	1,2	642,6	654	917	18,34	91,7	660,94	745,88	996,58
7	Сушильное отделение		1090	0,82	0,7		0,6	654		456,495	2572,12	4,5	0,8	0,48	9,26	4,4	663,3	461	807,7	16,15	80,8	679,41	541,71	868,94
8	Очистные сооружения		400	0,8	0,75		0,6	240		180	2256,25	3	0,8	0,48	5,415	2,6	245,4	183	305,9	6,118	30,6	251,53	213,19	329,72
9	РМЦ		1100	0,6	1,33		0,4	440		586,667	3068,5	6,7	0,85	0,48	17,48	8,4	457,5	595	750,6	15,01	75,1	472,49	670,11	819,94
10	Обесфеноливающее отделение		1235	0,85	0,62		0,85	1049,75		650,577	1489,1	4,5	0,85	0,48	5,696	2,7	1055	653	1241	24,83	124	1080,3	777,44	1330,9
11	Градирня		1170	0,7	1,02		0,5	585		596,819	1489,12	5,68	0,9	0,48	7,612	3,7	592,6	600	843,7	16,87	84,4	609,49	684,84	916,78
12	Склад угля		1290	0,85	0,62		0,6	774		479,682	733,9	5,3	1	0,48	3,89	1,9	777,9	482	914,9	18,3	91,5	796,19	573,04	980,96
13	Насосная конденсата№2		1130	0,85	0,62		0,85	960,5		595,264	812,3	4,5	0,8	0,48	2,924	1,4	963,4	597	1133	22,66	113	986,09	709,99	1215,1
14	Угольная башня		1410	0,7	1,02		0,5	705		719,244	812,25	5,4	0,95	0,48	4,167	2	709,2	721	1011	20,23	101	729,4	822,39	1099,2
15	Насосная серной кислоты		300	0,85	0,62		0,85	255		158,035	1579,4	4,5	0,8	0,48	5,686	2,7	260,7	161	306,3	6,125	30,6	266,81	191,39	328,36
16	Насосная конденсата№3		470	0,85	0,62		0,85	399,5		247,588	789,7	4,5	0,8	0,48	2,843	1,4	402,3	249	473,1	9,463	47,3	411,81	296,27	507,3
17	Мастерские		400	0,6	1,33		0,4	160		213,333	508,3	6,7	0,85	0,48	2,895	1,4	162,9	215	269,5	5,39	27	168,29	241,67	294,49
18	Известковое отделение		350	0,75	0,88		0,7	245		216,07	1219,8	4	0,85	0,48	4,147	2	249,1	218	331,1	6,622	33,1	255,77	251,17	358,47
19	Машинный зал		890	0,6	1,33		0,5	445		593,333	1263,5	4,5	0,85	0,48	4,833	2,3	449,8	596	746,4	14,93	74,6	464,76	670,3	815,66
20	Бункеры промышленной продукции		430	0,6	1,33		0,4	172		229,333	1759,9	3,5	0,9	0,48	5,544	2,7	177,5	232	292,1	5,843	29,2	183,39	261,21	319,16
21	Бензольное отделение		1330	0,5	1,73		0,6	798		1382,18	1353,8	4	0,85	0,48	4,603	2,2	802,6	1384	1600	32	160	834,61	1544,4	1755,5
22	Пульпонасосная		370	0,8	0,75		0,6	222		166,5	394,3	4,5	0,8	0,48	1,419	0,7	223,4	167	279	5,581	27,9	229	195,09	300,83
23	Насосная фенольных вод		250	0,8	0,75		0,6	150		112,5	1917,8	4,5	0,8	0,48	6,904	3,3	156,9	116	195	3,9	19,5	160,8	135,32	210,16
24	Углеподготовка№2		2000	0,8	0,75		0,6	1200		900	1083	5,4	0,9	0,48	5,263	2,5	1205	903	1506	30,11	151	1235,4	1053,1	1623,3
25	Коксосортировка		530	0,8	0,75		0,7	371		278,25	2053,2	6,7	0,95	0,48	13,07	6,3	384,1	285	478	9,56	47,8	393,63	332,32	515,15
26	Сульфатное отделение		560	0,85	0,62		0,85	476		294,998	3158,8	4,5	0,85	0,48	12,08	5,8	488,1	301	573,3	11,47	57,3	499,55	358,13	614,66
27	Итого		29385					19366,8		14918,5	59252,1											16131	13006	20721
		Приемники 6 кВ
	3	Насосная конденсата№1(6кв)				3332			2064,99
	5	Углеподготовка№1(6кв)				2880			2160
	13	Насосная конденсата№2(6кв)				3166,25			1962,27
	19	Машинный зал				1250			1666,67
	22	Пульпонасосная(6кв)				624			468
	24	Углеподготовка№2(6кв)				1614			1210,5

Определения центра электрических нагрузок

Для построения рациональной СЭС промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций всех мощностей, напряжения, тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т.е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площади которых пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха и определяется по выражению:

где m – масштабный коэффициент.

Угол характеризующий долю осветительной нагрузки, относительно расчетной нагрузки цеха определяется по выражению:

Координаты ЦЭН находятся по:

; ;

Результаты расчетов сведены в табл. 4.

По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок.

Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок.

№цеха	Uн, кВ	Рм, кВт	Ро, кВт	Хi. Мм	Yi, мм	r i, мм	α, град	Рм Хi	Рм Yi
1	0,4	106,845	3,44415	145	83	5,8318	11,6	15492,6	8868,17
2		761,941	100,197	80	16	15,573	47,34	60955,3	12191,1
3		959,493	2,43673	140	45	17,476	0,914	134329	43177,2
4		5083,1	22,6007	53	36	40,224	1,601	269404	182992
5		1850,94	5,81164	130	74	24,273	1,13	240622	136969
6		660,938	2,59843	120	59	14,505	1,415	79312,6	38995,4
7		679,414	9,25963	117	46	14,706	4,906	79491,4	31253
8		251,533	5,415	117	36	8,9479	7,75	29429,3	9055,18
9		472,487	17,4751	116	26	12,264	13,31	54808,5	12284,7
10		1080,27	5,69581	86	79	18,543	1,898	92903,3	85341,4
11		609,486	7,61238	90	36	13,929	4,496	54853,7	21941,5
12		796,187	3,88967	82	74	15,92	1,759	65287,4	58917,9
13		986,089	2,92428	64	83	17,717	1,068	63109,7	81845,4
14		729,397	4,16684	71	56	15,237	2,057	51787,2	40846,2
15		266,811	5,68584	75	47	9,2157	7,672	20010,8	12540,1
16		411,806	2,84292	74	24	11,449	2,485	30473,6	9883,34
17		168,285	2,89477	54	45	7,3189	6,193	9087,4	7572,83
18		255,769	4,14732	143	36	9,023	5,837	36575	9207,69
19		464,761	4,83289	60	25	12,163	3,743	27885,7	11619
20		183,386	5,54369	41	51	7,6403	10,88	7518,84	9352,71
21		834,607	4,60292	21	59	16,299	1,985	17526,8	49241,8
22		229	1,41948	36	22	8,5377	2,231	8244,01	5038,01
23		160,804	6,90408	30	78	7,1544	15,46	4824,13	12542,7
24		1235,38	5,26338	8	64	19,83	1,534	9883,02	79064,2
25		393,628	13,0686	10	54	11,194	11,95	3936,28	21255,9
26		499,549	12,0824	19	35	12,61	8,707	9491,43	17484,2

3	6	3332	-	140	44	32,567	466480	146608
5		2880	-	130	16	30,278	374400	46080
13		3166,25	-	64	7	31,747	202640	22163,8
19		1250	-	60	65	19,947	75000	81250
22		624	-	36	68	14,093	22464	42432
24		1614	-	8	25	22,666	12912	40350

Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода.

Расчет надежности

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 9б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 9а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 9а) и QS5,QS6 (рис. 9б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 9, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 10, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.

а) б)

Рис. 10. Блок-схемы расчета надежности

Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 10

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	w _а , (1/год)	Т х 10^-3, (год)	w _р , (1/год)	t _рх 10^-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7, 9, 11	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 8	Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 10	Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины	0,011	0,913	1,00	2,28
6, 12	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
13, 14, 15, 16	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
17, 18, 19, 20	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяют показатели аварийных отключений вводов

( ).

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода и параметра потока отказов источника питания I ввода :

(2.9.19)

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода и параметра потока отказов источника питания II ввода :

(2.9.20)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.21)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.22)

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ( ).

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки ( ) с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(2.9.23)

(2.9.24)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(2.9.25)

(2.9.26)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.27)

(2.9.28)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.29)

(2.9.30)

4. Показатели полных отключений вводов ( ).

Определение показателей (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода ( ) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ):

(2.9.31)

(2.9.32)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода ( ) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ):

(2.9.33)

(2.9.34)

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.35)

(2.9.36)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.37)

(2.9.38)

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ( ).

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений m_III = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (табл. 10), равны: , .

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(2.9.39)

(2.9.40)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(2.9.41)

(2.9.42)

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП ( ) с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.43)

(2.9.44)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП ( ) с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.45)

(2.9.46)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.47)

(2.9.48)

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП ( ) или развития отказов со стороны присоединений ( ):

(2.9.49)

(2.9.50)

Показатели полных отключений ввода ( ).

Показатели для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III ( ) равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ( ):

10. Показатели полных отключений секций шин ( ).

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III ( ) равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 ( ) соответственно, то показатели полных отключений секций шин равны показателям аварийных отключений секций шин соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ( ).

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(2.9.51)

(2.9.52)

Полное отключение ТП происходит при:

· аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

· аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

· аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП ( ) равны:

(2.9.53)

(2.9.54)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ( ):

(2.9.55)

(2.9.56)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ( ):

(2.9.57)

(2.9.58)

(2.9.59)

(2.9.60)

14. Отказы любого вида ( ):

(2.9.61)

(2.9.62)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

(2.9.63)

(2.9.64)

Результаты расчета сведены в таблицу 11.

Таблица 11

Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 9а).

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Разновидности нарушения электроснабжения
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10^-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,267	0,429	0,766	0,013×10^-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,534	0,429	0,586	0,026×10^-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10^-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,284	0,911	0,753	0,03×10^-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,017	8,41	0,983	0,016×10^-3
Любое нарушение ЭС	0,551	0,077	0,576	0,042×10^-3

Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 9б).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 12.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 12

Показатели надежности элементов СЭС

№ элемента на расчетной схеме	Элементы	w _а , (1/год)	Т х 10^-3, (год)	w _р , (1/год)	t _рх 10^-3, (год)
ИП1, ИП2	Источники питания предприятия	0	-	-	-
1, 3, 5, 7	Разъединитель 110 кВ	0,008	1,712	-	-
2, 6	Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ	0,18	1,256	0,67	2,28
4, 8	Трансформатор силовой 110/6-10	0,01	20,55	1,00	2,28
9, 10, 11, 12	Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ	0,035	0,26	0,67	0,91
13, 14, 15, 16	Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов	0,012	0,114	-	-
-	Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР	0,18 0,04	- -	- -	- -
-	Неавтоматическое включение резервного питания	-	0,038	-	-
-	Секция шин 6,10 кВ	0,01	0,228	-	-

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

(2.9.65)

(2.9.66)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.67)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.68)

(2.9.69)

(2.9.70)

(2.9.71)

(2.9.72)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

(2.9.73)

(2.9.74)

(2.9.75)

(2.9.76)

4. Показатели полных отключений вводов ( ).

Определение показателей (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3 (5, 6, 7) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3 (5, 7) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.

(2.9.77)

(2.9.78)

(2.9.79)

(2.9.80)

5. Показатели полных отключений секций шин ( ).

(2.9.81)

(2.9.82)

(2.9.83)

(2.9.84)

Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов

а время восстановления

расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблица 12), равны:

(2.9.85)

(2.9.86)

(2.9.87)

(2.9.88)

(2.9.89)

(2.9.90)

(2.9.91)

(2.9.92)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ( ).

(2.9.93)

(2.9.94)

(2.9.95)

(2.9.96)

9. Показатели полных отключений ввода ( ).

10. Показатели полных отключений секций шин ( ).

11. Показатели полного отключения ТП ( ).

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(2.9.97)

(2.9.98)

Полное отключение ТП происходит при:

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП ( ) равны:

(2.9.99)

(2.9.100)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ( ):

(2.9.101)

(2.9.102)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ( ):

(2.9.103)

(2.9.104)

(2.9.105)

(2.9.106)

14. Отказы любого вида ( ):

(2.9.107)

(2.9.108)

(2.9.109)

(2.9.110)

Результаты расчета представлены в таблице 13.

Таблица 13

Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 9б)

Разновидности нарушения электроснабжения	Числовой показатель надежности
Разновидности нарушения электроснабжения
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10^-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции	0,192	0,464	0,825	0,01×10^-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой	0,384	0,464	0,681	0,02×10^-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10^-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции	0,202	0,797	0,817	0,018×10^-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно	0,0095	7,499	0,991	0,008×10^-3
Любое нарушение ЭС	0,394	0,631	0,674	0,028×10^-3

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы для схемы с выключателями (рис. 9,б) больше, а коэффициент простоя меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 9,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.9,б).

Выбор системы питания

Системы электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы – систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая её между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок.

Предприятие потребляет значительную мощность, а ИП удален, то прием электроэнергии производится либо на узловых распределительных подстанциях (УРП), либо на главных понизительных подстанциях (ГПП), либо на подстанциях глубокого ввода (ПГВ).

Так как у ПГВ первичное напряжение 35-220 кВ и выполняется по упрощенным схемам коммуникации на первичном напряжении, то в качестве ППЭ выбираем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ – 110/6 – 104.

Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209-85, т.е. по расчетному максимуму нагрузки S _Р, по заводу намечаются два стандартных трансформатора, намечаемые трансформаторы проверяются на эксплуатационную перегрузку.

По суточному графику определяем среднеквадратичную мощность

кВА

Намечаемая мощность трансформатора

В соответствии с тем, что S _СК = 28210,67 кВА выбираем трансформатор марки ТРДН – 25000 кВА.

Так как S _СР.КВ = 28210,67 кВА < 2 × S _Н.Т = 50000 кВА, то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

По полной мощности подстанции выбираем трансформатор ТРДН-25000/110.

Определяется коэффициент первоначальной загрузки.

Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку, т.е. когда один трансформатор на ППЭ выведен из строя.

Определяем коэффициент загрузки в ПАР

Сравним значение и К_М. Так как , то принимается

По табл. 2 [4] находим К_{2 доп}

Для n =21 и К = 0,564 К_{2 доп} = 1,4

К₂ =1,15 < К_{2 доп} = 1,4 следовательно трансформаторы ТРДН-25000/110 удовлетворяют условиям выбора.

Для ТРДН-25000/110:

DР_Р = 120 кВт; DР_ХХ = 25 кВт; I_ХХ% = 0,65%; U_КЗ% = 10,5%

Выбор ВЛЭП

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии так как завод состоит из потребителей электроэнергии 1,2 и 3 категории. При этом выбирается марка проводов и площадь их сечения. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-25000/110

DР_Р = 120 кВт; DР_ХХ = 25 кВт; I_ХХ% = 0,65%; U_КЗ% = 10,5%

Потери в трансформаторе:

;

кВт;

кВар.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах

Принимаются к установке провода марки АС.

Расчетный ток в ПАР

Расчетный ток в нормальном режиме.

Предварительно принимаем провод сечением F _Р = 70 мм² с I _доп = 265 А табл.1.3.29 [5].

Проверяется выбранное сечение провода по экономической плотности тока:

где I _Р – расчетный ток в нормальном режиме.

j _ЭК – экономическая плотность тока. j _ЭК = 1 А/мм² по табл. 1.3.36 [5] для Т _max > 5000 ч.

мм²

Выбираем F _Р = 95 мм² с I _доп = 330 А по табл. 1.3.29 [5].

По условиям короны минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ составляет 70 мм², данное условие выполняется.

Проверка по потерям напряжения:

Потери напряжения в линии.

где , кВт

, кВар

Сопротивление линии:

Ом

По потерям напряжения данное сечение также удовлетворяет условиям проверки. Выбранные провода ЛЭП-110 сечением 95 мм² и I _доп = 330 А удовлетворяет всем условиям проверки. Окончательно принимаем провода марки АС-95 с I_доп = 330 А. Опоры железобетонные двухцепные.

Выбор системы распределения

В системе распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1.Выбор рационального напряжения системы распределения.

2.Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения.

3.Выбор схемы РУ НН ППЭ.

4.Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

Точка К-1.

Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям

;

Х₀-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км;

U_б- среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1

Х_К1=Х_с+Х_ВЛ=0,6+0,218=0,818;

Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:

кА.

Принимаем значение ударного коэффициента k_уд=1,8, тогда значение ударного тока

кА.

Где К_уд- ударный коэффициент тока К.З. 2.45 [2]по таблице, кА.

I”_по(к-1)-начальное действующее значение периодической составляющей, кА.

Точка К-2

Точка К-2 расположена на шинах РУНН ПГВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ :

Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткойН.Н

К сопротивлениям до точки К-1 прибавляется сопротивление трансформатора.

Х_К-2=Х_К-1+Х_В+Х_Н1=0,818+6,982+0,498=8,3.

Ток короткого замыкания от системы:

кА.

В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронных двигателей.

Определяется сопротивление подпитывающей цепочки.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 13 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P =630кВт СДН15-34-12-у3):

F=150 ; l=0,24 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №19 до шин РУНН ПГВ (для двигателей мощностью P =1250 кВт СДН16-41-12у3):

F=50 ; l=0,209 км; Х₀=0,083Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП2.

l=0,256 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №24 до РП2 (для двигателей мощностью P =630 кВт СДН15-34-12у3):

F=50 ; l=0,09 км; Х₀=0,083 Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха № 22 до шин РП2 (для двигателей мощностью P =500 кВт СДН-14-41-12у3):

F=50 ; l=0,17 км; Х₀=0,083 Ом/км; r₀=0,62 Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Сопротивление двигателей и кабельной линии от двигателей цеха №3 до шин РП1 (для двигателей мощностью P =800 кВт СДН-14-49-6у3):

F=150 ; l=0,04 км; Х₀=0,074 Ом/км; r₀=0,206 Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Сопротивление кабельной линии от ПГВ до РП1.

l=0,213 км; Х₀=0,073 Ом/км; r₀=0,167 Ом/км.

;

Сопротивление двигателей и кабельной линии от цеха №5 до РП1 (для двигателей мощностью P =630 кВт СДН15-34-12-у3):

F=120 ; l=0,114 км; Х₀=0,076 Ом/км;

r₀=0,258Ом/км.

;

где Х”_d- сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя.

Производим дальнейшие преобразования:

Эквивалентное сопротивление двигателей и кабельных линий:

Эквивалентное сопротивление :

Ток подпитки от двигателей:

кА.

. тока:

Тогда значение ударного

кА.

Точка [КА2] К-3

Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.

;

; ;

;

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t=0 в точке К-3:

кА.

Ток подпитки от синхронного двигателя:

кА.

Полный ток короткого замыкания:

=9,67+9,39=19,1 кА;

Приняв ударный коэффициент k_уд=1,4, получаем ударный ток К.З.

кА.

Точка К-4.

Определяется ток К.З.в точке К-4.

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью(S_с=¥; х_с=0).. Расчет производится в именованных единицах для ТП-5

Сопротивление трансформаторов ТМЗ-630/6 таблица 2.50 [2]:

R _Т = 3,4 мОм; Х_Т = 13,5 мОм;

Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:

А.

где Ip-расчетный ток в аварийном режиме;

Выбираются шины прямоугольного сечения 100х6 I_доп=1425А, длина шины 10м.

Сопротивление шин(R₀=0,034 мОм/м Х₀=0,016 мОм/м):

R_шин=0,34 мОм; Х_шин=0,16мОм

Сопротивление автоматического выключателя включает в себя сопротивление токовых катушек расцепителей и переходных сопротивлений подвижных контактов(3): Тип ВА55-43 Iном=1600 А;

R_авт=0,14 мОм; Х_авт=0,08 мОм;

Трансформатор тока типа ТПОЛ-1500/5-одновитковый Хтт=0;Rтт=0;

Cопротивление дуги определяется расстоянием между фазами проводников в месте короткого замыкания .Для трансформатора ТМЗ 630/6 Rдуги=7 мОм;

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:

мОм.

Начальное значение тока короткого замыкания:

кА.

Ударный коэффициент :

кА.

Значение токов короткого замыкания по заводу.

Таблица 8

	К-1	К-2	К-3	К-4
I”_по,кА	5,83	10,49	19,1	13
i_уд, кА	14,8	39,4	42,92	20,08

Расчет релейной защиты

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными и магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. Поэтому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждения и аномальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. В месте с тем, особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим выключением резервного питания (АВР, автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчет релейной защиты трансформаторов ПГВ.

Согласно [3] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и маслонаполненных вводах трансформаторов.

Повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [3] будем использовать реле торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленных на стоне низшего напряжения трансформатора.

Произведем расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

где S _НОМ – номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

U _НОМ – номинальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

Для низшей стороны напряжения:

Принимаем трансформаторы тока с n _{Т ВН} = 150/5 и n _{Т НН} = 1500/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне D, а на низшей стороне – Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

где К_СХ – коэффициент схемы включения реле защиты, которой согласно [3] для ВН равен , для НН-1.

Тогда с использованием выражения (11.2.2):

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле. В соответствии с [8] на трансформаторах с расщепленной обмоткой тормозная обмотка включается в сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленной обмоток.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

где К_отс = 1,5 – коэффициент отстройки.

Расчетный ток срабатывания реле, приведенный к стороне ВН:

Расчетное число витков рабочей обмотки реле включается в плечо защиты со стороны ВН:

где F _СР = 100 – магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

Согласно условию W _ВН £ W _{ВН расч} принимаем число витков W _ВН = 9, что соответствует минимальному току срабатывания защиты:

Расчетное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Принимаем ближайшее к W _{НН расч} целое число, т.е. W _НН = 17.

Определим расчетное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

где e = 0,1 – относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

D u – относительная погрешность, обусловленная РНП, принимается равный половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

α – угол наклона касательной к горизонтальной характеристике реле типа ДЗТ-11, tgα = 0,75.

Для ТРДН-25000-110 D u = 0,5 × 2 × 9 × 0,0178 = 0,16

Согласно стандартного ряда, приведенного в [3], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 W _Т = 9.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

кА

кА = 462 А

Коэффициент чувствительности:

что удовлетворяет условиям

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение.

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

Второй ток, подводимый к тормозной обмотке:

А.

Рабочая МДС реле:

Тормозная МДС реле:

По характеристике срабатывания реле, приведенной в [9], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: F_C _Р = 125 А.

Тогда коэффициент чувствительности:

что удовлетворяет условиям

Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщепленной обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должны быть выбраны примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Охрана труда

Заключение

Спроектированная система электроснабжения завода тяжелого машиностроения имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередачи длиной 9,7 км напряжением 110 кВ. в качестве пункта приема электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 25 000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжения 6 кВ по кабельным линиям. Распределительные пункты в системе распределения отсутствуют.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса. В качестве расчетной нагрузки по заводу в целом приняли нагрузку, определенную методом коэффициента спроса S_М = 21755 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приема электроэнергии. ПГВ был пристроен к цеху №6. На основании технико-экономического расчета было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТРДН-25 000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Было выбрано рациональное напряжение распределения электроэнергии 6 кВ. На территории завода расположены 15 КТП с расстановкой БСК.

Питание цехов осуществляется кабельными линиями. Расположенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведен расчет токов короткого замыкания в трех точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 6 кВ, 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведен расчет самозапуска двигателей 6 кВ. был произведен расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчет молниезащиты и заземляющего устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надежности, экономичности.

Литература

1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1987 –363 с.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под общей ред. Федорова А.А. и Сербиновского Г.В. – 2-е изд, перераб. и доп. М.: «Энергия»,1980 –576 с.

3. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е., Зименкова М.Г., Смирнова А.Г. – М.: 1990

4. Методические указания по выбору силовых трансформаторов для сквозного курсового и дипломного проектирования по специальности 0303.

5. Правила устройства электроустановок, Минэнерго, Москва, Энергоатомиздат, 1986 – 527 с.

6. Диев С.Г., Сюсюкин А.Н. Методическое указание для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий, Омск, 1984.

7. Неклипаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материала для курсового и дипломного проектирования. М.:, Энергоатомиздат, 1985.

8. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13Б. Расчеты М.: Энергоатомиздат, 1985

9. Руководящие указания по релейной защите. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Выпуск 13А Схемы. М.: Энергоатомиздат, 1985

10. Шкаруба М.В. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. Методическое указание. Омск, 1995.

[КА1] Для точки К3 расчет не нужен, т.к. она входит в КТП и проверяется на заводе

[КА2] Не надо

Оглавление

Аннотация

Введение

1. Исходные данные на проектирование

2. Описание технологического процесса

3. Определение расчетных электрических нагрузок

4. Построение графиков электрических нагрузок

5. Определение центра электрических нагрузок.

6. Выбор системы питания.

6.1Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

6.2Выбор трансформаторов ППЭ

6.3 Выбор ВЛЭП

7 Выбор системы распределения

7.1 Выбор рационального напряжения распределения

7.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП

7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

8 Расчет токов короткого замыкания

9 Выбор электрических аппаратов

9.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

9.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

9.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

10 Проверка КЛЭП на термическую стойкость

11 Расчет самозапуска электродвигателей

12 Расчет релейной защиты

12.1 Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла.

12.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора.

12.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ

12.4 Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН

12.5 Защита от токов перегрузки.

13 Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ.

14 Охрана труда

Заключение

Литература

Приложение

Аннотация

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.

Введение

1. Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3. Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

4. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

5. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

6. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Introduction

The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations.

1. Rational construction of systems of power supply of industrial firms.

2. Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms.

3. Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics.

4. Correct definition of expected electrical loads.

5. Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks.

6. Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations.

Theme of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering.

Исходные данные на проектирование

1) Генеральный план завода приведен на рис. 1.

2) Мощность системы питания 950 МВ·А.

3) Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

4) Индуктивное сопротивление системы (х_С) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ.

5) Расстояние от источника питания до завода 7 км.

6) Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Ведомость электрических нагрузок завода.

№	Наименование цеха		Категория по пожароопасности	Категория по надежности электроснабжения
1	Склад сульфата	200	П- II	III
2	Тушильная станция	1600	П- II_a	II
3	Насосная конденсата №1 Насосная конденсата №1(6 кВ)	1100 3920	П-III	I
4	Главный корпус	5500	П-II	II
5	Углеподготовка №1 Углеподготовка №1(6 кВ)	3000 4800	П-III	II
6	Градирня	1280	П-III	II
7	Сушильное отделение	1090	П-II	II
8	Очистные сооружения	400	П-III	III
9	РМЦ	1100	П-III	III
10	Обесфеноливающее отделение	1235	П-I	II
11	Градирня	1170	П-III	II
12	Склад угля	1290	П- II_a	II
13	Насосная конденсата №2 Насосная конденсата №2(6 кВ)	1130 3725	П-III	I
14	Угольная башня	1410	П-II_a	II
15	Насосная серной кислоты	300	П-III	II
16	Насосная конденсата №3	470	П-III	I
17	Мастерские	400	П-III	III
18	Известковое отделение	350	П-III	II
19	Машинный зал Машинный зал (6 кВ)	890 2500	В-I_a	I
20	Бункеры промышленной продукции	430	П-III	II
21	Бензольное отделение	1330	П-I	II
22	Пульпанасосная Пульпанасосная (6 кВ)	370 1040	П-III	II
23	Насосная фенольных вод	250	П-I	II
24	Углеподготовка №2 Углеподготовка №2 (6 кВ)	2000 2690	П-III	II
25	Коксосортировка	530	П-II_a	II
26	Сульфатное отделение	560	П-III	II

Технологический процесс коксохимического производства

Коксохимическое производство является основным производителем твердого топлива- кокса, путем сжигания которого получают тепловую энергию, а путем переработки - сырье для химической промышленности.

Основные потребители кокса - черная и цветная металлургия, литейное производство и химическая промышленность. Около 75% всего производимого кокса расходуется на выплавку чугуна в доменных печах. В СНГ ежегодно производится около 30 млрд. м³ коксового газа, 1млн. т. сырого бензола и 3млн. т. каменноугольной смолы. В настоящее время в отрасли вырабатывается свыше 3,5 млн. т. химических продуктов коксования. Ассортимент коксохимических продуктов составляет более 200 наименований.

В основе коксохимического производства лежит процесс пиролиза углей, или их сухой перегон. Он связан с нагреванием продукта без доступа воздуха. Цель пиролиза - отделение углерода от остальных веществ, содержащихся в углях.

Процесс пиролиза углей состоит из 5 стадий.

На стадии сушки при нагревании углей до 200⁰С происходит отделение влаги и адсорбированных газов – оксида углерода II, метана и др.

При начальном разложении(200…350⁰С) начинается плавление смолистых веществ и испарение углеводородов, а также разложение некоторых менее стойких, преимущественно кислородосодержащих органических соединений.

На стадии пластического состояния(350…500⁰С) уголь размягчается. Начинается интенсивное испарение углеводородов, смол и продолжается разложение углеводородов, азотистых и сернистых соединений.

В стадии образования полукокса(500…600⁰С) заканчивается процесс разложения испарения углеводородов и легкоплавких смол, благодаря чему пластическая масса твердеет (спекается). Такой спек (смесь углерода и тугоплавких смол) называется полукоксом.

При образовании кокса (при температуре свыше 600⁰С) начинают разлагаться тугоплавкие смолы с выделением моноциклических ароматических углеводородов, их производных и водорода. В спеке остается новообразовавшийся кристаллический углерод, связующий первичные чешуйки углерода в угле. Обычно этот процесс заканчивается при температуре около 1000⁰С. Полученный продукт называется коксом.

Технологический процесс коксохимического завода начинается с подготовки сырья и приготовления шихты. Процесс подготовки сырья должен обеспечивать получение шихты заданного химического состава с учетом допускаемого содержания примесей, заданного размера угольных частиц и влажности.

Поступающий на завод уголь разных марок разделяется по составу и свойствам на группы, дробится и перемешивается в пределах каждой группы. Затем после дозировки на автоматических весах он обогащается путем грохочения, обеспыливания, мытьем, флотацией и другими методами с целью устранения посторонних примесей. Далее компоненты шихты подвергаются сушке и окончательному дроблению до крупности зерен не более 3 мм. Подготовленные таким образом компоненты шихты подаются в смесительные машины, а затем в бункеры накопителя угольной башни.

Готовая шихта из угольной башни определенными дозами высыпается в бункеры загрузочного вагона, который доставляет ее в камеры коксовых батарей.

Коксовая батарея представляет систему нескольких десятков коксовых камер, в которых происходит процесс коксования угольной шихты. Коксовая камера выложена огнеупорным кирпичом, длина составляет 13…15 метров, высота 5…5,5 метров при ширине 0,4…0,5 метра. Такая форма камеры обеспечивает более быстрый и равномерный прогрев шихты. В своде камеры имеются 3-4 люка, закрывающихся герметичными крышками, для загрузки шихты. Торцевые стороны камер также закрываются герметичными металлическими дверьми. Вверху камеры имеются стояки для отвода газообразных продуктов коксования в газосборнике.

Между камерами расположены обогревательные простенки, состоящие из системы отопительных каналов, в которых горячие газы обогревают стенки камеры. Под камерами находятся регенераторы, служащие для подогрева отходящими газами воздуха и газа, подаваемых через газопроводы в отопительные каналы.

По рельсовому пути, расположенному над коксовыми камерами перемещается в загрузочный вагон, который через загрузочные люки подает шихту в коксовые камеры. Он снабжен специальными механизмами, отвинчивающими и завинчивающими крышки люков.

Вдоль одной из сторон батареи по рельсовому пути перемещается коксовыталкиватель- машина, которая после окончания процесса коксования вскрывает двери камеры и выталкивает образовавшийся кокс. С другой стороны по рельсовому пути перемещается тушильный вагон, который принимает раскаленный кокс, транспортирует его под башню для тушения и затем выгружает на рампу.

Процесс коксования начинается после подачи загрузочным вагоном отмеренной дозы шихты в камеру. Загрузочные люки закрываются, и включаются подогревающие устройства. В начале из шихты выделяются вода и газы, затем она плавится и оседает. При дальнейшем повышении температуры происходит вспучивание шихты за счет выделяющихся паров и газов и затем постепенно ее отвердевание. На последней стадии коксования начинается усадка и растрескивание спека. К концу процесса коксования образуется так называемый коксовый пирог. Выделяющиеся парогазовые фракции по стоякам отводятся в газосборник.

Нагрев шихты идет от нагреваемых поверхностей к центру камеры, поэтому в силу малой теплопроводности шихты на разных расстояниях от стенок одновременно проходят разные стадии коксования.

Процесс коксования в зависимости от состава шихты, теплоты сгорания топлива и размеров камеры длится 14…17 ч.. По окончании процесса коксования нагревающего устройства выключаются, стояки перекрываются, а к дверям камеры подводится выталкиватель, который выгружает коксовый пирог в тушильный вагон, медленно движущийся вдоль батареи. Затем выталкиватель навешивает двери освободившейся камеры и отправляется к следующей камере, а загрузочный вагон открывает загрузочные люки и производит загрузку новой дозы шихты.

Выгруженный кокс подвергается тушению, так как при соприкосновении с воздухом он загорается. Тушильный вагон доставляет его в башню, где он гасится водой. После гашения кокс высыпается из вагона на рампу- наклонную бетонированную площадку, где остывает в течение 20 минут. Остывший кокс транспортерами подается на коксосортировку.

Летучие продукты, полученные в процессе коксования, представляют смесь паров и газов, которая называется прямым коксовым газом. Из 1 т. шихты влажностью 6% при коксовании получают около 270 кг или 330 м³ прямого коксового газа.

Содержание основных составляющих прямого коксового газа на 1 т. шихты: каменноугольная смола - около 32 кг, сырой бензол- 10, аммиак- 3, сероводород- 5, вода- 80 и так называемый обратный газ- 140 кг.

Коксохимическое производство до недавнего времени было единственным поставщиком бензольных углеводородов. С развитием нефтепереработки, позволяющей получать эти продукты при капиталовложениях в 1,5 раза меньше, его доля в производстве бензольных углеводородов снизилась до 40%. Однако в связи с тем, что бензол является попутным продуктом при получении кокса, коксохимическое производство остается одним из основных поставщиков бензольного сырья для органического синтеза. Легкую фракцию перерабатывают вместе с сырым бензолом. Из других фракций посредством ректификации, обработки химическими реагентами или вымораживанием с последующей кристаллизацией можно получить около 300 высококачественных химических соединений.

Коксохимический завод включает в себя следующие производственные цеха, перечисленные ниже.

Углеподготовка. Обычно состоит из отделений: углеприем, где выполняются работы по разгрузке из вагонов угля, угольных складов, где хранится оперативный запас угля всех марок и их усреднения; обогатительного отделения, где производится предварительное дробление, угли измельчаются до размеров 80-0 мм или 50-0 мм, отсев угольной пыли и последующая флотация шлама, и его сушка; дозировочного отделения, предназначенного для составления угольной шихты, окончательного измельчения угольной шихты и ее компонентов. После чего шихта поступает в угольную башню, а оттуда в коксовый цех.

Коксовый цех. В состав коксового цеха входят: батареи коксовых печей со вспомогательным и обслуживающим устройством и сооружением; обслуживающие их коксовые машины (коксовыталкиватели, углезагрузочные вагоны, двересъемные машины, тушильные и другие); газовое хозяйство коксовых батарей, газоотводящая и газоподводящая арматура, устройства для переключения и регулирования газовых, воздушных и дымовых потоков. Комплекс агрегатов для охлаждения (тушения) кокса мокрого – тушильные башни с насосами и отстойниками воды, коксовые рампы. Коксосортировка, где происходит разделение кокса по классам.

Отделение улавливаний химических продуктов коксования: конденсации, машинное, сульфатное, аммиачное, бензольное, обесфеноливающая установка, известковое отделение. В состав отделения конденсации входят осветлители для отделения воды и механических примесей от каменноугольной смолы, первичные газовые холодильники для охлаждения прямого коксового газа и выделения из него смолы и воды.

В машинном отделении располагаются газодувки-нагнетатели, отсасывающие прямой коксовый газ из газосборника коксовых печей и осуществляющие дальнейшую транспортировку его через улавливающую аппаратуру, и далее потребителям.

В сульфатном отделении производится улавливание и получение сульфата аммония.

В аммиачном отделении с обесфеноливающей установкой извлекается аммиак, фенолы и в виде фенолят натрия отправляют на централизованную переработку.

Насосная серной кислоты предназначена для перегонки серной кислоты полученной в цехах сероочистки (поступающая в дальнейшем на нужды промышленности).

В бензольном отделении из прямого коксового газа поглотительным маслом улавливают бензольные углеводороды, которые после выделения из поглотительного масла направляются на дальнейшую обработку. Основными товарными продуктами являются чистые бензол и его геммологи: толуол, ксилол.

К вспомогательным цехам относят: ремонтно-механический цех, специализированный цех по ремонту коксохимического оборудования и другие отделения занятые ремонтом оборудования. Очистные сооружения предназначены для конечной (полной) биохимической очистки воды использованной в процессе производства и дальнейший её сброс или повторное использование в производстве.

Дата: 2019-05-28, просмотров: 465.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒