Аннотация
Алфёров А.В.Электроснабжение группы цехов «челябинского тракторного завода–Уралтрак». –Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2008, с., 14 илл., 36 табл. Библиография литературы – 15 наименований. 7 листовчертежей формата А1.
В данном проекте произведён расчетэлектроснабжения и выбор оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода–Уралтрак». Была составлена схемасистемы электроснабжения, выбраны силовые трансформаторы, коммутационнаяаппаратура, кабельные линии и проведена их проверка на термическую стойкость. Вразделе «Релейная защита» была рассмотрена защита синхронного двигателя.Спроектированная схема электроснабжения промышленного предприятия удовлетворяетряду требований: высокая надежность и экономичность, безопасность и удобство вэксплуатации, обеспечено требуемое качество электроэнергии, соответствующиеуровни напряжения.
Проектирование производится на основепоследних разработок и расчетов, что делает проект расчета электроснабжениязавода современным.
Данный проект можно принять кстроительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам ирасходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим ирекомендуется к установке на вновь проектируемых заводах.
Введение
Подэлектроснабжением согласно ГОСТу 19431-84 понимается обеспечение потребителейэлектрической энергии.
СЭС как идругие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям.Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех техническихтребований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации ибезопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальныйрежим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийныхситуациях.
Припостроении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние наструктуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.
К нимотносятся:
— потребляемая мощность;
— категории надежности питания;
— характерграфиков нагрузок потребителей;
— размещение электрических нагрузок на территории предприятия;
— условияокружающей среды;
— месторасположение и параметры источников питания;
— наземныеи подземные коммуникации./>/>/>/>/>/>Краткая характеристикапредприятия
ОАО «Челябинский тракторныйзавод — Уралтрак» — крупнейшая в странах СНГ машиностроительная компанияпо разработке и производству промышленных тракторов и двигателей к ним,располагающая большим технологическим и производственным потенциалом. Сегоднязавод выпускает машины для нефте-, газодобывающей, горнорудной, строительной идругих отраслей промышленности. Челябинский тракторный завод является лидеромрынка России и стран СНГ в сегментах гусеничных промышленных тракторов,бульдозеров и трубоукладчиков.
Располагается предприятие в восточнойчасти города вблизи Первого озера. Общая площадь, занимаемая Челябинскимтракторным заводом, составляет 208 га. В основном производстве ЧТЗзадействовано свыше 17 000 человек.
Челябинский тракторный заводрасполагает мощностями литейного, кузнечного, прессово-сварочного,механообрабатывающего, окрасочного, термического и гальванического производств.
В основном производстве предприятия внастоящее время задействовано свыше 13000 единиц оборудования, котороеобеспечивает полный производственный цикл создания инженерных машин,двигателей, запасных частей и прочих видов продукции.
Технический паспорт проекта
1. Суммарная установленнаямощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 23938 кВт.
2. Суммарнаяустановленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 12800кВт: синхронные двигателей 4×СТД-3200 (Рном = 3200 кВт);
3. Категорияосновных потребителей по надежности электроснабжения:
Присутствуютпотребители 2 категория.
4. Полная расчетнаямощность на шинах главной понизительной подстанции: 20482 кВА;
5. Коэффициентреактивной мощности:
Расчетный:tg/>= 0,31
Заданныйэнергосистемой: tg/>= 0,31
Естественныйtg/>= 0,31
6. Напряжениевнешнего электроснабжения: 110 кВ;
7. Мощностькороткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА;
8. Расстояние отпредприятия до питающей подстанции энергосистемы: 2 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;
9. Количество, тип имощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТРДН-25000/110;
10. Напряжение внутреннегоэлектроснабжения предприятия: 10 кВ;
11. Типы принятых ячеек распределительныхустройств, в главной понизительной подстанции: КЭ-10/20;
12. На территории устанавливаютсякомплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, ТМЗмощностью 1000, 2500 кВА;
13. Тип и сечение кабельных линий:
Кабельныелинии 10кВ />ААШв 3×70 и ААШв3×150 мм2;
Кабельныелинии 0,4кВ ААШв 4×70, ААШв 4×95 и ААШв 4×240 мм2.
Исходныеданные:
Необходимовыполнить проект системы электроснабжения группы цехов «Челябинскоготракторного завода – Уралтрак» в объеме, указанном в содержании. Заводрасположен на Южном Урале (Челябэнерго).
Генеральныйплан предприятия представлен на листке 1. Сведения об установленной мощностиэлектроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах1.2 и 1.3.
1. Расстояние отпредприятия до энергосистемы 2 км;
2. Уровни напряженияна шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;
3. Мощностькороткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:
для U1 – 650 МВА;
для U2 – 5000 МВА;
4. Стоимостьэлектроэнергии по двухставочному тарифу:
основнаяставка 186 руб/кВт мес;
дополнительная1,04 руб/кВт
5. Наивысшаятемпература:
окружающеговоздуха 22,2 С;
почвы (наглубине 0,7 м) 15,2 С;
6. Коррозийнаяактивность грунта слабая;
7. Наличиеблуждающих токов;
8. Колебания и растягивающиеусилия в грунте есть.
/>/>/>/>/>/>1. Расчет электрических нагрузок промышленногопредприятия/>/>/>/>/>/>1.1 Расчет электрических нагрузок цехашестерен
Принимаем, что сварочная нагрузка работаетс ПВ=40%, а грузоподъемная нагрузка с ПВ=25%. Для электроприемников,работающих с заданными ПВ, номинальную мощность необходимо привести к длительномурежиму по формуле:
/> . (1.1)
Расчет электрических нагрузок цеха сводитсяв таблицу 1.1.
В таблице 1.1 в графе «число электроприемниковn » указывается количество рабочих электроприемников.В графе «Рном» записываются номинальные установленные мощности в кВт одного электроприемника.В графе «/>» приводится суммарная установленнаямощность электроприемников всей подгруппы.
В итоговой строке «итого поотделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальнаямощность всей группы, а также мощности по фазам. В графы /> записываются коэффициенты использованияи мощности.
Средняя активная нагрузка за наиболеезагруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяетсяпо формуле:
/> . (1.2)
Средняя реактивная нагрузка за наиболеезагруженную смену для них находятся из выражения:
/> . (1.3)
После определения средних активных Рси реактивных Qс нагрузок по отдельным электроприемниковпроизводится расчет для группы. В итоговой строке « итого по отделению» суммируютсяобщее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы.Для заполнения граф /> в строке «итогопо отделению» необходимо предварительно подвести итоги по графам />
По полученным данным определяется среднеезначение коэффициента использования и среднее значение tg φ по группе:
/> ; (1.4)
/>. (1.5)
В графе «nэ» в строке «итого по отделению» определяется приведенное числоэлектроприемников nэ рассматриваемойгруппы. При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями дляопределения эффективного числа электроприемников.
-при Kиа
/> ; (1.6)
— при Киа ≥ 0,2
/> , (1.7)
где: Рном.max-номинальная мощность максимального электроприемникав группе (цехе). В графе />коэффициентмаксимума находится по таблице 1 «Руководящих указаний по расчету электрическихнагрузок» (РТМ.36.18.32.4-92).
Определение расчетной нагрузки на разныхступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводитьпо методу упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка группы трехфазныхэлектроприемников на всех ступенях питающих и распределительных систем находитсяпо средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
/>. (1.8)
Расчетная реактивная получасовая нагрузкатрехфазных электроприемников :
/>, (1.9)
/>
Графы “ Sp” и “Ip” заполняютсядля группы электроприемников:
/>, (1.10)
/> (1.11)
В итоговой строке “итого по цеху” суммируютсяобщее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы.Для заполнения граф />в строке “итого поцеху” необходимо предварительно подвести итоги по графам “Pсм”
и “Qсм”. По полученным данным определяется среднее значение коэффициентаиспользования и среднее значение tgφ цеху по формулам (1.4) и (1.5). По формулам (1.6) и (1.7) определяется эффективноечисло электроприемников. Расчетные активная и реактивная нагрузки группы трехфазныхэлектроприемников цеха находятся по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
/>, (1.12)
/>. (1.13)
Кра=Крр в силу того, что на 3 уровне большоеколичество электроприемников и график активной мощности становится относительноравномерным, то есть по форме приближается к графику реактивной мощности .
Расчетная нагрузка осветительных электроприемниковопределяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхностипола с учетом коэффициента спроса.
/>, (1.14)
где Кс.о — коэффициент спроса на освещение;
Руд.о — удельная осветительная нагрузкана единицу производственной поверхности пола;
F-площадь отделения.
/>, (1.15)
где tg φ=0,62 — коэффициент реактивной мощности для ламп ДРЛ;
Полная нагрузка по отделению определяетсяпо формуле:
/> . (1.16)
Рабочий ток по отделению:
/> , (1.17)
где Uном=0,4 кВ
Расчётная нагрузка по цеху шестеренприводится в таблице 1.2./>/>/>/>/>/>1.2 Расчет электрических нагрузок попредприятию
Расчетначинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.
Посправочникам находятся коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляютсясредние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится коэффициентмаксимума kра, и определяются расчетные активная Рри реактивная Qр нагрузки.
Расчетнаяосветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (1.18) сучетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельнойосветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв.
Рр.осв= Кс.осв∙ Руд.осв ∙ Fц. (1.18)
Послесуммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузкацеха Sр.
Посленахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», вкоторой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Рн,средние активные Рср и реактивные Qср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Рр.осв.
Далеевычисляются коэффициенты kиа, tgφ и соsφпо формулам (1.19), (1.20), (1.21). Приведенное число электроприемников по (1.6)или (1.7) и находится коэффициент максимума kра для электроприемников напряжением до 1000 В.
kиа = />, (1.19)
tgφ = /> , (1.20)
соsφ = аrctg φ. (1.21)
Определениерасчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как инизковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ».Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываютсясуммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активнаямощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетнаянагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.
Следуяуказаниям литературы, был произведен расчет электрических нагрузок попредприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.3.
Расчетныеданные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощностицеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанныхтрансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию вцелом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются привыборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемывнешнего электроснабжения./>/>/>/>/>/>1.3 Расчет картограммы электрическихнагрузок предприятия
Картограмманагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей,центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностейпропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится насекторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам низковольтных,высоковольтных и осветительных электроприёмников. При этом радиус окружности иуглы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
Ri = /> , (1.22)
где Ррi, Ррнi, Ррвi, Рроi – расчетные активные нагрузки всегоцеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;
Масштабплощадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.
m =/>, (1.23)
где Рminp – минимальная расчетная активнаямощность одного цеха;
Rmin – минимальный радиус, Rmin = 5 мм.
Углысекторов для каждого цеха определяются по формулам:
/>; />; /> . (1.24)
Центрэлектрических нагрузок предприятия является символическим центром потребленияэлектрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которогонаходятся по выражениям:
хо= /> ; уо = />, (1.25)
где хi, уi– координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.
Расчетпредоставлен в таблице 1.4.
Таблица1.4 – Расчёт картограммы нагрузокНаименование цехов Ррi, кВт Рр.нi, кВт Рр.вi, кВт Рр.оi, кВт Xi, м Yi, м Ri, мм αнi αвi αоi 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 Тепло-силовой комплекс 12249 455 11520 274 471 366 8 13 339 8 2 ЗТА 2622 2288 334 184 535 4 314 46 3 ЗМТ 2557 1804 753 831 315 4 254 106 4 ЗИМ 5137 3768 1369 664 535 5 264 96 ИТОГО: 22565 8315 11520 2729 Xo= 522
Yo= 418
Масштаб равен 65,14 кВт/мм2./>/>/>/>/>/>2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховыхтрансформаторных подстанций предприятия
Мощностьтрансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, ихкатегории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой ониразмещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке сувеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторовзаведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховойсети и потери электроэнергии в них.
/> , (2.1)
где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;
Fц – площадь цеха, м2.
Таблица2.1 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформаторацеховой ТП и σ. Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2 0,03…0,05 0,05…0,06 0,06…0,08 0,08…0,11 0,11…0,14 0,14…0,18 0,18…0,25 0,25…0,34 0,34…0,5 0,5… выше
Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500
Выборцеховых ТП сводится к решению нескольких задач:
— выборединичной мощности трансформатора;
— выборобщего числа трансформаторов (оптимального);
— выборчисла трансформаторов на каждой подстанции;
— выборместоположения.
Минимальноечисло трансформаторов в цехе:
Nт min = />+ΔNт, (2.2)
где Кздоп – коэффициент загрузки – допустимый.
ΔNт – добавка до ближайшего целого числа.
Допустимыезначения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:
Кздоп = 0,65…0,7 – Iкатегория
Кздоп = 0,8…0,85 – IIкатегория (при наличие складского резерва трансформаторов)
Кздоп = 0,93…0,95 – IIIкатегория
Найденноечисло трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов,требуемых по условиям надежности.
Предельнуювеличина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранныетрансформаторы:
Q1р = /> ; (2.3)
/>, (2.4)
где Nт – число трансформаторов цеховой ТП;
Кз доп– допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальномрежиме;
Sн тi – номинальная мощностьтрансформаторов цеховой ТП;
Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП.
При Q1рi
Qку = Qрi — Q1i. (2.5)
и онидолжны устанавливаться на ТП обязательно.
Коэффициентзагрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будутсоответственно:
Кзнорм = />; Кз п/ав= />, (2.6)
где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховойТП;
Sр.тi – полная расчетная нагрузка,приходящаяся на один трансформатор ТП.
Потери активноймощности в трансформаторах:
ΔРт= N×(ΔРхх + />·ΔРкз), (2.7)
где N – число ТП в цехе;
Кзнорм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
ΔРхх– потери холостого хода в трансформаторе;
ΔРкз– потери короткого замыкания.
Потериреактивной мощности в трансформаторах:
ΔQт = N·/>, (2.8)
где Iхх – ток холостого хода;
Uкз – напряжение короткого замыкания;
Sн т – номинальная мощностьтрансформатора.
Результатырасчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 2.2.
/>/>/>/>/>/>3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения итрансформаторов ГПП предприятия
Величина напряжения питания главнойпонизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретныхисточников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главнойпонизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушныхлиний для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнегоэлектроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшиетехнико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найтивеличину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближеннойформуле Стилла:
Uр.рац = 4,34∙/> , (3.1)
где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;
Рр.n– расчетная нагрузка предприятия настороне низшего напряжения, кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
Рр.n = ( Рр.н + Рр.В+ ∆РmΣ) + Рр.о, (3.2)
где Рр.н, Рр.В –расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;
∆РmΣ – суммарные потери активной мощностив трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;
Рр.о – расчетная активнаяосвещения цехов и территории, кВт.
Рр.n = 27164 кВт.
Подставив все найденные данные вформулу (3.1) найдем рациональное напряжение:
Uр.рац = 64,27 кВ.
Для сравнения заданы два вариантавнешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.
Полная расчетная нагрузкапредприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:
Sр = /> , (3.3)
где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороневнешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35 = 0,27;tgφ110 = 0,31);
Qэ1 = Рр.n∙ tgφ; (3.4)
∆Qгпп = 0,07∙/> , (3.5)
где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.
Результаты расчетов сведем в таблицу3.1.
Таблица 3.1 выбор трансформаторов наГПП.Выбор трансформаторов на ГПП Напряжение, кВ n, штук kзн Sт, кВА Sнт, кВА Тип Кзн Кз па 110 кВ 2 0,7 15034 25000 ТРДН-25000/110 0,42 0,84 35 кВ 2 0,7 14913 25000 ТРДН-25000/35 0,42 0,84 Параметры Напряжение сети, кВ 110 35 Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, кВар 6350 20878 Потери реактивной мощности в силовых трансформаторов ГПП ∆Qтр.гпп, кВар 1255 1165 Полная расчетная нагрузка Sр кВа 21048 20878 Мощностьтрансформаторов ГПП Sт, кВа 15034 14913 Тип трансформаторов ГПП ТРДН-25000/110 ТРДН-25000/35 Номинальная мощность трансформатора, кВа 25000 25000 Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ 115 35 Напряжение на низкой стороне Uнн, кВ 10,5-10,5 10,5-10,5 Потери холостого хода Рхх, кВт 25 25 Потери короткого замыкания Рк, кВт 120 115 Напряжение короткого замыкания Uк,% 10,5 10,5 Ток холостого хода Iхх,% 0,65 0,5 Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн 0,42 0,42 Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кзп 0,84 0,84 *-в аварийном режиме часть нагрузки снимается
Мощность трансформаторов ГППвыбирается исходя из соотношения:
Sт = /> . (3.6)
На главной понизительной подстанцииустанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность придостаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции.Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не долженпревышать 0,7.
Варианты схем электроснабженияпредприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2соответственно.
/>
Рисунок 3.1- Вариантсхемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.
/>Рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабженияпредприятия на напряжение 110 кВ/>/>/>/>/>/>4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего />/>/>/>/>/>электроснабжения предприятия/>/>/>/>/>/>4.1 Вариант 35 кВ
Определим потери мощности в силовыхтрансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Рхх =25 кВт, Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,42%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим поформулам: (2.7) и (2.8).
∆Рт = 2∙(25+0,422∙115)= 90,10 кВт.
∆Qт = 2∙(/>1165,36кВар.
Потери электрической энергии втрансформаторах:
∆Ат = N∙(∆Рхх ∙Тг + />∙∆Ркз∙τ), (4.1)
где Тг = 8760 часов –годовое число часов работы предприятия;
τ – годовое число часовмаксимальных потерь, определяется из соотношения:
τ = (0,124 + />= (0,124 + />ч,
где Тм – годовое числоиспользования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 3770часов (Л1. Таблица 24-23).
∆Ат = 2∙(25∙8760+ 0,422∙115∙2199) = 526,174∙103кВт∙ч
Рассчитаем линию электропередачи отрайонной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузкав начале линии:
Sр.л = />; (4.2)
/>МВА.
Расчетныйток одной цепи линии:
Iр.л = />; (4.3)
/>А.
Ток впослеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
/>; (4.4)
/>А
Сечениепроводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
Fэ = />; (4.5)
/> мм2.
Выбираюстандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=610А, r0=0,122 Ом/км, х0=0,372Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования непроверяется.
Проверяемпровод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А
Потериактивной энергии в проводах линии за 1 год:
/>; (4.6)
ΔАл= 2·(3·1762·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·103 кВт·ч.
Рассчитаемтоки короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы ина вводах ГПП.
Исходнаясхема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткогозамыкания на шинах подстанции энергосистемы Sк = 650 MBA.Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.
Суммарноесопротивление системы в относительных единицах:
ХСΣ= />; (4.7)
ХСΣ= /> о.е.
Сопротивлениевоздушной линии 35 кВ в относительных единицах:
Хл= /> ; (4.8)
Хл= /> о.е.
/>
а) б)
Рисунок4.1 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определимток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XСΣ = 1,52 о.е.). Ток короткогозамыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной втечение всего процесса замыкания):
Iк1 = Int = In0= />; (4.9)
Iк1 = />.
Ударныйток короткого замыкания:
Iу = />, (4.10)
где Ку=1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Iу = />.
Выбираемкоммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемыи на вводе главную понизительную подстанцию.
t = />, (4.11)
где tc.з = 0,01 — время срабатывания защиты;
tc.в -собственное время отключения (сприводом) выключателя.
t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.
Апериодическаясоставляющая:
Ia.t = />, (4.12)
где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установокнапряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Ia.t = />/>.
Принимаемк установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк= Iпо2 ( t0 + Ta); (4.13)
Вк= 10,142 ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА2 ∙ с.
Определимток короткого замыкания в точке К-2:
Х2= />=1,54+0,54 = 2,08 о.е.
Iк2 = />.
Iу = />.
Iat = />.
Устанавливаемвыключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
Вк= Iпо2 ( t0 + Ta);
Вк= 10,142 ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА2 ∙ с.
Выбранныетипы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.
Таблица4.1 — Паспортные данные выключателя и разъединителя.Расчётные данные Каталожные данные Выключатель Разъединитель ВГБЭ-35-40/630 У1 РДЗ-35-1000-УХЛ1 U, кВ 35 Uном, кВ 35 35 Imax, А 546,14 Iном, А 630 1000 Iп, о=Iп,τ, А 10,14 Iоткл, кА 40 - Iat, кА 3,78 iа ном, кА 12,50 - Iуд, кА 24,67 iдин, кА 40 63 Bk, кА^2 ∙ с 8,74 Iтерм^2*tтерм 4800 1875
Для защитытрансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5.На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура./>/>/>/>/>/>4.2 Вариант 110 кВ
Определим потери мощности в силовыхтрансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Рхх =25 кВт, Ркз = 120 кВт, Iхх = 0,65%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и(2.8):
∆Рт = 2×(25+0,422×120)= 92,53 кВт,
/>1255,36 квар.
Потери электрической энергии втрансформаторах по (4.1):
∆Ат = 2·(25∙8760+ 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.
Рассчитаем линию электропередачи отрайонной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 –4.6).
Нагрузка в начале линии:
/>кВА.
Расчетныйток одной цепи линии:
/>А.
Ток впослеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
/>А.
Сечениепроводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
/> мм2.
Выбираюближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.
Проверяемпровод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А
Потериактивной энергии в проводах линии за 1 год:
ΔАл= 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.
Рассчитаемтоки короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы ина вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения длярасчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметрысхемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанцииэнергосистемы Sс = 5000 MBA.Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.
/>
Рисунок4.2 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания110 кВ.
Суммарноесопротивление системы в относительных единицах:
/>о.е.
Сопротивлениевоздушной линии 110 кВ в относительных единицах:
/> о.е.
Определимток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). Ток короткого замыканияв точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всегопроцесса замыкания):
/> кА.
Ударныйток короткого замыкания:
iу = /> кА,
где Ку=1,72- ударный коэффициент.
Выбираемкоммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемыи на вводе главную понизительную подстанцию.
Намечаем кустановке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый
t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.
Апериодическаясоставляющая:
Ia.t = /> = 4,81кА,
где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установокнапряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Тепловой импульс выделяемый токомкороткого замыкания:
Вк= 25,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 ∙ с.
Определимток короткого замыкания в точке К-2:
Х2= Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,
/>.
/>кА.
Устанавливаем выключатель типа:ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.
Тепловой импульс выделяемый токомкороткого замыкания:
Вк= 19,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 ∙ с.
Выбранныетипы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.
Таблица4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.Расчётные данные Каталожные данные Выключатель Разъединитель ВГТ-110-40/2500 У1 РДЗ — 110 — 1000 — У1 U, кВ 110 Uном, кВ 110 110 Imax, А 175,72 Iном, А 2500 1600 Iп, о=Iп,τ, А 25,10 Iоткл, кА 40 - Iat, кА 4,81 iа ном, кА 40,00 - Iуд, кА 61,06 iдин, кА 102 100 Bk, кА^2 ∙ с 56,71 Iтерм^2*tтерм 4800 4800
Для защиты трансформаторов отперенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силовоготрансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн= 400 А, />tтер = 119 кА2с).
На вводе вГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура./>/>/>/>/>/>4.3Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнегоэлектроснабжения
При сравнении вариантов учитываются:коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы,воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительнойподстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты:
/>, (4.14)
Еi= Ен + Еаi + Еmрi, (4.15)
где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений,являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен,отчислений на амортизацию Еаiи расходов на текущий ремонт.
Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.
Сэ – стоимость годовыхпотерь электроэнергии.
При проектировании сетейэлектроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерьэлектроэнергии по двухставочному тарифу:
Сэ = (∆Ат+ ∆Ал)∙С0, (4.16)
/> , (4.17)
где С0– удельнаястоимость потерь электроэнергии;
α – основная ставка тарифа;
Показатели вариантов сведены втаблицы 4.3 и 4.4.
Таблица4.3- Технико — экономическое сравнение — 35 кВЭлектроэнергия /> α, р/(кВт*год) 2163,36 τ, ч 2199 /> β, р/(кВт*ч) 1,04 Км 0,93 /> δ 1,02 Со, р/(кВт/ч) 1,99 /> Наимен-ие оборуд-ия Единицы измерения Количество Стоим.ед., тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. Затраты, тыс.руб. Потери эл. эн-ии, кВт*ч Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб. /> Ен Етр Еа Итого /> Трансформатор силовой шт 2 4500 9000 0,12 0,01 0,063 0,19 1737 526174 1 049 /> ТРДН-25000/35 /> ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах км 2 480,5 961 0,12 0,004 0,028 0,15 146,1 99374 198 /> /> Выключатель шт 4 300 1200 0,12 0,01 0,063 0,19 231,6 - - /> ВГБЭ-35-40/630 У1 /> Разъединитель шт 6 70 420 0,12 0,01 0,063 0,19 81,1 - - /> РДЗ-35-1000-УХЛ1 /> ОПН шт 6 13 78 0,12 0,01 0,063 0,19 15,1 - - /> ОПН — 35У1 /> Трансформатор тока шт 6 5 30 0,12 0,01 0,12 0,25 7,50 - - /> ТВ-35-1200 /> ИТОГО 11689 2218 625548 1247 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Таблица 4.4- Технико — экономическое сравнение — 110 кВНаим-ие оборуд-ия Единицы измерения Количество Стоим.ед., тыс. руб Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. Затраты, тыс.руб. Потери эл. эн-и, кВт*ч Стоим. потерь эл/эн-ии, тыс. руб. Ен Етр Еа Итого Трансформатор силовой шт 2 6000 12000 0,12 0,01 0,063 0,19 2316 531516 1 017 ТРДН-25000/110 ВЛ 110 кВ на ЖБ опорах км 2 262,1 524 0,12 0,005 0,035 0,16 83,9 35385 68 Выключатель шт 4 850 3400 0,12 0,01 0,063 0,19 656,2 - - ВГТ-110-40/2500 У1 Разъединитель шт 6 105 630 0,12 0,01 0,063 0,19 121,6 - - РДЗ-110-100-У1 ОПН — 110-У-110/77 шт 6 35 210 0,12 0,01 0,063 0,19 40,53 - - ОПН-У-110/56 шт 2 32 64 0,12 0,01 0,063 0,19 12,35 ЗОН-110-У-IУ1 шт 2 20 40 0,12 0,01 0,063 0,19 7,72 Трансформатор тока шт 6 16,5 99 0,12 0,01 0,063 0,19 19,11 - - ТВ-110I-200 ИТОГО 16967 3257 566901 1084
Таблица 4.5 — Сравнение экономическихпоказателейВариант Кап. затраты, тыс. руб. Приведённые кап. затраты, тыс. руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потерь, тыс. руб Приведённые затраты, тыс. руб. 35 кВ 11 689 2 218 625 548 1 247 3 466 110 кВ 16 967 3 257 566 901 1 084 4 342
Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%,что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ./>/>/>/>/>/>
5. Выбор величины напряжения и схемывнутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий/>/>/>/>/>/>5.1 Выбор величины напряжения
Выборвеличины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величинынагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели,в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, таки для понижающих подстанций.
В данном проекте согласно:«Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий.СН 174-75 (Л3), принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятияна напряжение 10 кВ./>/>/>/>/>/>5.2 Построение схемы внутреннегоэлектроснабжения предприятия
Схемыраспределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительнойподстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяеммагистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группытехнологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три ирадиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источникапитания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужновыполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Питание нагрузки ниже 1кВ выполняется радиально. Электрическая схема представлена на чертеже 2./>/>/>/>/>/>5.3 Конструктивное выполнение электрическойсети
Выбор способараспределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, ихразмещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических,транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.
Выбираемпрокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ,применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабельмарки ААШв. Так же единожды прокладываем кабельв лотках, марка кабеля ААШв./>/>/>/>/>/>5.4 Расчет питающих линий
Сечениекабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока, ипроверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетомусловий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения впослеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания.Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
/>, (5.1)
где Sр.к − мощность, которая должнапередаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питаниидвухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся наодин трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к должна определяться для каждого участка путем суммированиярасчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данномуучастку магистральной линии.
Сечениекабельной линии, определяется по экономической плотности тока:
/>, (5.2)
где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типакабеля и продолжительности максимальной нагрузки. jэ = 1,4 А/мм2
Порезультатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартноесечение по отношению к экономически целесообразному. Вразделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были принятыминимальные сечения кабелей. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиямнормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площадитермически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеляувеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Расчетные данные сведем в таблицу5.1
Таблица5.1 – Проверка кабелей на термическую стойкость Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк, кА^2*с С, А × с1/2 / мм2 Fтс, мм2 /> /> ГПП-ТП 8,79 0,5 0,06 0,02 44,85 100 66,97 />
Допустимыйток кабеля с учетом условий его прокладки:
/>, (5.3)
где Кп– поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;
Kt – поправочный коэффициент натемпературу среды, в которой прокладывается кабель;
Nк — число прокладываемых кабелей.
Допустимаяперегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
/> , (5.4)
где КАВ– коэффициент перегрузки.
Потерянапряжения в кабельной линии определяется по формуле:
/>
где Рр,Qp — расчетная активная и реактивнаянагрузки.
xо, rо — удельное индуктивное и активноесопротивление кабеля, Ом/км.
Результатырасчётов приведены в таблице 5.2.
/>/>/>/>/>/>6. Расчет токов короткого замыкания
Мощностькороткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную понизительнуюподстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтомудопускается принимать периодическую составляющую тока К.З. от энергосистемынеизменной во времени: Iк = In.o= In.t.
Длярасчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема,на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетныеточки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 6.1.
/>
Рисунок6.1 — Электрическая схема для расчета токов к.з.
Для выбораэлектрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов К.З. в следующихточках:
К-1 и К-2– в схеме внешнего электроснабжения;
К-3 – враспределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
К-4 – вэлектрической сети напряжением 0,4 кВ.
Расчеттоков К.З. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическоеобоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».
К.З. вточке К1:
Uср=115 кВ; Iк1=Iпо=Int=25,1 кА
Iу=61,06 кА.
Ia.t = 4,81 кА.
Sк.ст=5000 МВ·А.
К.З. вточке К2:
Uср=115 кВ; Iк2=Iпо=Int=19,1 кА
Iу=45,91 кА.
Ia.t = 2,01 кА.
Sк.ст=3803,57 МВ·А.
Расчеттоков к.з. в точке К-3.
Сопротивлениетрансформатора главной понизительной подстанции:
/> о.е,
/> о.е.
Сопротивлениекабельных линий находим по формуле:
Хл= />; (6.1)
/> о.е.
СопротивлениеСД определяется по формуле:
/> о.е,
Далеепроведу распределение Хн.тр по лучам схемы:
/>
Рисунок6.2 — Электрическая схема замещения
Хс.эк =Хс+Хкл+Хв.тр = 0,2 + 0,06 + 0,53 = 0,79 о.е,
Хсд.эк =Хсд + Хкл +Хн.тр= 30+0,11+7,35=37,546 о.е,
/>о.е,
Коэффициенты:
/>о.е,
/>о.е,
/>о.е,
Результирующеесопротивление со стороны ЭС и СД:
/>о.е./>
/>о.е./>
/>о.е./>
Определяюбазисный ток:
Iб = />, (6.2)
Iб = />.
Токи получам:
/>кА.
/>кА.
/>кА.
Тогдапериодическая составляющая тока к моменту t=0 будет
Iк3=Iс + Iсд + Iсд1=8,79 кА.
Принимаемпостоянной в течение всего процесса замыкания.
/> кА.
Всерезультаты расчетов приведены в таблице 6.1.
К.З. вточке К4
Расчет токовк.з. в установках до 1000 В производится в именованных единицах, при этомсопротивления всех элементов, входящих в схему замещения, ввиду малости ихвеличин выражают в миллиомах (мОм).
Суммарноесопротивление системы до цехового трансформатора принимаем равным нулю.
Ток короткогозамыкания в точке К-4 (периодическая составляющая принимается постоянной втечение всего процесса замыкания) определим по формуле:
/>
где Uc,hom — среднее номинальное напряжениеступени.
rs и хъ— суммарные активное иреактивное сопротивления короткозамкнутой цепи в состав которых входят:
гти хт сопротивления трансформатора TM-1000; rт=1,9 мОм, хт=8,6 мОм (JI2, Таблица 2.50)
гаи ха сопротивления токовых катушек расцепителей автоматическоговыключателя ВА 53-39 при Iном=2500А; га=0,13 мОм, ха=0,07 мОм (Л2, Таблица 2.54)
rк сопротивление контактов; rк=0,03 мОм (Л2, Таблица 2.55)
rΣ = 1,9 + 0,13 + 0,03 = 2,06 мОм; хΣ = 8,6+ 0,07 = 8,67 мОм.
Подставимвсе найденные значения в формулу:
/>кА.
Определимударный ток и наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-4, где Ку =1,6-ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
/> кА.
Всерезультаты расчетов приведены в таблице 6.1.
Таблица6.1 — Мощность и токи коротких замыканийРасчетная точка
Напряжение Uср расчетной точки, кВ Токи, кА
Мощность к.з. ступени
Sк.ст=/>∙Ucp∙Ino, MBA
Iпо
Iпt
iу К-1 115 25,1 25,1 61,06 5000 К-2 115 19,1 19,1 45,91 3803,57 К-3 10,5 8,79 8,79 20 159,92 К-4 0,4 25,92 25,92 56084 17,95
/>/>/>/>/>/>6. Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия/>/>/>/>/>/>6.1 Выбор трансформаторов собственныхнужд главной понизительной подстанции
Приемникамисобственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели системохлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационнойаппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация,система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СНневелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питаниеот понижающих трансформаторов.
Устанавливаем2 трансформатора собственныъх нужд мощностью:
Sтсн = Sн.т ∙ 0,5%
Sтсн = 25000 ∙ 0,005 = 125 кВА.
Принимаемк установке ТМ-160/10, который присоединяется к шинам 10 кВ черезпредохранители, так как Sтсн
Токпредохранителя:
Iп = /> А.
Устанавливаемпредохранитель типа: ПКТ-101-20-31,5У3
/>/>/>/>/>/>6.2 Выбор типа распределительныхустройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей,трансформаторов тока и напряжения.
I. КРУ КЭ-10/20 комплектуется следующим оборудованием:
–выключатели серии VF
–разъединитель штепсельный РВР-10
–трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10
–трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08
–трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.
II. Выбор выключателей, установленныхна вводе в комплектные распределительные устройства а также секционноговыключателя.
Номинальныйток силового трансформатора:
/>А,
Максимальный(послеаварийный) ток силового трансформатора:
/>А,
Таблица7.1 — Проверка выключателей 10 кВРасчётные данные Условия выбора Каталожные данные /> /> VF 12.12.20 /> /> U, кВ 10 Uуст Iраб утяж, А 962,25 Iмах Iп, о=Iп,τ, А 8,79 Iпо Iуд, кА 20,00 Iуд Iat, кА 0,62 Iа,τ Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк
В качествевыключателей отходящих линий принимаем выключатели этого же типа.
III. Выбор трансформаторов тока на вводев распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции.
Таблица7.2 — Выбор трансформаторов токаРасчётные данные Условия выбора Каталожные данные /> /> ТПШЛ-10-1000-0,5/10Р /> /> U, кВ 10 Uуст Iраб утяж, А 962,25 Iмах Iуд, кА 20,00 Iуд Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк
Вторичнаянагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивнойэнергии.
/>
Рисунок7.1 -Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.
ПроверкуТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожнымиданными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженноготрансформатора тока. Данные внесем в таблицу 7.3.
Таблица7.3 — Нагрузка трансформаторов токаПрибор Тип Потребляемая мощность, ВА фаза А фаза В фаза С Амперметр Э-335 0,5 - - Ваттметр Д-335 0,5 - 0,5 Счетчик энергии ЦЭ2727 4 - 4 ИТОГО: 5 - 4,5
Из таблицы7.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы А, тогда общеесопротивление приборов:
/> Ом.
Допустимоесопротивление проводов:
rпров = z2ном — rприб — rконт ,
где z2ном = 0,8– для класса точности 0,5;
rконт = 0,07 Ом – для трех приборов;
rпров = 0,8 − 0,2 − 0,07 =0,53 Ом.
Принимаем кабель с алюминиевымижилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит />/>, тогда сечениесоединительных проводов:
q = /> ,
q = /> мм2.
Правилаустройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевыхпроводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
Схемавключения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительнойподстанции, представленной на рисунке 7.2.
/>
Рисунок7.2 — Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ
ПроверкуТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожнымиданными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженноготрансформатора тока. Данные приведены в таблице 7.4.
Таблица7.4 — Нагрузка трансформаторов токаПрибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА фаза А фаза В фаза С Амперметр Э-335 1 0,5 - -
Из таблицы7.4 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и В, тогда общеесопротивление приборов:
rприб = />Ом.
Допустимоесопротивление проводов:
rпров = /> rприб − rконт,
где />= 0,8 – для класса точности 0,5;
rконт = 0,05 Ом – для одного прибора;
rпров = 0,8 − 0,02 − 0,05 =0,73 Ом.
Принимаемкабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = />, тогда сечениесоединительных проводов:
q =/> мм2.
Правилаустройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевыхпроводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
IV. Трансформатор напряженияустанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции.Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: Uном = 10 кВ, S2ном = 3×150 = 450 ВА, работающий в классе точности 1. Кнему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчетвторичной нагрузки приведен в таблице 7.5.
Таблица7.5 — Нагрузка трансформаторов напряженияПриборы Тип S одной обмотки ВА Число обмоток соsφ sinφ Число приборов Общая потреб мощность Р, Вт Q, ВА Вольтметр СШ Э-35 2 1 1 2 4 − Счетчик энергии Ввод 10 кВ трансформатора ЦЭ2727 4 2 0,38 0,925 1 8 19,47 Ваттметр Д-335 1,5 2 1 1 3 - Счетчик энергии Линии 10 кВ ЦЭ2727 4 2 0,38 0,925 6 48 116,8 ИТОГО 63 136,3
Вторичнаянагрузка трансформатора напряжения:
S2 = /> ВА,
т.к.150
Длясоединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабельАКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности.Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранительтипа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель./>/>/>/>/>/>6.3 Выбор соединения силовоготрансформатора с КРУ — 10 кВ
Соединениеможет осуществляться гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытымкомплектным токопроводом. Выбираем комплектный токопровод ТЗК-10-1600-51. Всерасчетные и каталожные данные приведены в таблице 7.6.
Таблица 7.6 – Выбор комплектного токопроводаРасчетные данные Каталожные данные ТЗК-10-1600 U=10kB Uhom=10kB Iмакс=962,25 А Iном=1600А iу=20 кА iдин=51 кА
Выборизоляторов не производим, т.к. они комплектны с токопроводом./>/>/>/>/>/>6.4 Выбор выключателей напряжением 10 кВсхемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
Выборвыключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а такжесоответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 7.7.
Таблица7.7 — Выключатели 10 кВКабельные линии Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iпо, кА Iу, кА Тип выключателя Тип ТА ГПП-ТП1 10 36,54 80,83 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-100-0,5/10Р ГПП-ТП3 10 129,97 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП4 10 129,97 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП5 10 130,04 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП7 10 260,05 404,15 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-450-0,5/10Р ГПП-ТП9 10 130,03 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р
Расчетныеи каталожные данные на выключатель приведены в таблице 7.8.
Таблица7.8 -Проверка выключателей на отходящих линиях 10 кВРасчётные данные Условия выбора Каталожные данные /> /> VF 12.08.16 /> /> U, кВ 10 Uуст Iраб утяж, А 404,15 Iмах Iп, о=Iп,τ, А 8,79 Iпо Iуд, кА 20,00 Iуд Iat, кА 0,62 Iа,τ Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк />/>/>/>/>/> 6.5 Выбор коммутационной аппаратуры настороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
В цеховыхТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-630 и КТП-1000комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом совстроенными предохранителями ПК. Результаты выбора сводены в таблицу 7.9.
Таблица7.9 — Выключатели нагрузки и предохранители№ ТП Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iк, кА Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя ТП 1,2 10 34,75 80,83 8,79 ВНПу-10/100-10зУ3 ПН2-10-100-31,5У3 ТП 3,4 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3 ТП 5,6 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3 ТП 7,8,9,10 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3
Повеличине тока короткого замыкания в точке К-4 производится выбор только вводныхвыключателей, установленных на стороне низшего напряжения.
На стороненизшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматическиевыключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем кустановке распределительное устройство КТП общепромышленные (собственных нужд),представляющее собой трансформаторные подстанции внутренней (У3) установки cавтоматическими выключателями серии „Электрон“, предназначенные дляприема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 гц,напряжением 10 кВ, преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и еераспределения.
Выбороборудования низковольтных распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется потокам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены втаблицу 7.10.
Таблица7.10 Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов№ ТП, РПН Место установки выключателя
Iр, А
Iутяж, А Тип выключателя КТП 1000-10/0,4 Вводной 1226,87 2020,73
Э25МВ; Iном = 2500 А; Iо = 65 кА КТП 630-10/0,4 Вводной 772,93 1273,06
Э25МВ; Iном = 2500 А; Iо = 65 кА 6.6 />/>/>/>/>/>Разработкапринципиальной схемы электроснабжения прессовогоцеха/>/>/>/>/>/>6.6.1 Выбор схемы питания 10 кВ
Питание цеховой подстанцииосуществляем от двух ячеек на разных секциях шин РП – 10кВ по двум кабельнымлиниям (обусловлено требованиями надежности электроснабжения) по схеме блоктрансформатор – магистраль с выключателями нагрузки на вводе. Такая схема обладает простотой, достаточнойнадежностью, позволяет быстро отключать трансформаторы и питающие линии. Защитапитающих линий и трансформаторов от перегрузок и коротких замыканийобеспечивается двухступенчатой релейной защитой на РП-30, а применение выключателейнагрузки позволяет осуществить отключение трансформаторов при внутреннихповреждениях посредством газовой защиты. />/>/>/>/>/>6.6.2Выбор схемы распределения электроэнергии
В цехе используется магистральнаясхема распределения электроэнергии. На ее выбор повлияли следующие факторы: 1.Электроприемники расположены в цехе равномерно. 2. На машиностроительныхзаводах рекомендуется применять магистральные схемы распределенияэлектроэнергии. Магистральную схему выполняем шинопроводами типа ШРА — 4,которые подключаются к шинам КТП посредством кабелей проложенных в каналах вполу или вдоль стен в монтажных лотках. Электроприемники запитываютсянепосредственно от шинопровода через автоматические выключатели поставляемыекомплектно. Подключение выполнено проводом ПВ 3 в трубах в полу или кабелем ВВГв каналах пола. Схема представляет собой 4 магистрали, от которых запитываютсяэлектроприемники. Группы мелких электроприемников подключаются к групповымсиловым распределительным пунктам ШР1 – ШР4 запитанным от шинопровода.Размещение распределительных пунктов осуществляем исходя из минимальной длиныкабельных линий, удобства подключения и обслуживания в период эксплуатации, атакже возможности дальнейшего развития схемы. Сами распределительные пунктыподключаются к шинопроводам посредством кабеля. Питание освещенияосуществляется от 4 распределительных пунктов. Пункты подключены к шинам НН КТПкабелем ВВГ проложенным в каналах пола и по кабельным конструкциям./>/>/>/>/>/>6.6.3Расчет нагрузок по отдельным узлам схемы
Расчет нагрузок по отдельным узламсхемы проводится аналогично расчету нагрузокотделений цеха (смотри пункт 1.1). Группынебольших по мощности силовых технологических приемников подключаем через силовые распределительные пункты ШР-1 – ШР-4.Расчетную нагрузку каждого пункта определяем потакой же методике, что и для участков цеха. Расчет сводим в таблицу 7.11.
Силовые пункты и остальныетехнологические приемники подключаем к распределительным шинопроводам ирассчитываем их расчетную нагрузку вышеизложенным методом.
Наиболее мощные приемникиприсоединяются кабелем непосредственно к ячейкам РУНН КТП.
Принимаю к установке магистральныешинопроводы типа ШМА 4 — 1250 — 44 — 1У3 на 1250 А ( ТУ 36.18.29.01 — 22 — 88 )распределительные шинопроводы ШРА 4 — 250 — 32 — 1У3 и шкафы распределительныемарки: ШР 11 Шкаф рассчитан на номинальные токи до 400 А и номинальноенапряжение до 380 В с глухозаземленной нейтралью трехфазного переменного токачастотой 50 Гц и с защитой отходящих линий предохранителями НПН2-60 (до 63А),ПН2-100 (до 100 А), ПН2-250 (до 250 А), ПН2-400 (до 400А).
/>/>/>/>/>/>7. Компенсация реактивной мощности
Оптимальныйвыбор средств компенсации реактивной мощности является составной частьюпостроения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.Распределительное устройство 10 кВ ГПП имеет четыре системы сборных шин. Ксекции СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП ивысоковольтных РП. На рисунке 8.1 приведена схема замещения СЭС для расчета компенсацииреактивной мощности. В таблице 8.1 приведены исходные данные для схемыэлектроснабжения, показанной на рисунке 8.1. Здесь обозначено: Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и Qтi – реактивная нагрузка на одинтрансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности внем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10кВ; Rлi – активное сопротивление i-ой кабельной линии.
Сопротивлениетрансформатора определяем по формуле:
Rтрi = />. (8.1)
Сопротивлениекабельной линии определим по формуле:
Rл = Rу· l, (8.2)
где l – длина кабельной линии, км;
Rу – удельное сопротивление кабеля, Ом/км.
Результатырасчётов приведены в таблице 8.1.
/>
Рисунок8.1 — Схема замещения СЭС
Таблица8.1 – Расчёт сопротивленийТрансформаторная подстанция Sтн, кВА Q1i, квар ΔQтi, квар Rтi, Ом Rлi, Ом число тр-ров ТП ТП1 1000 478,92 33,92 1,22 0,38 1 ТП2 1000 478,92 33,92 1,22 0,46 1 ТП3 2500 1 672,50 142,41 0,38 0,21 1 ТП4 2500 1 672,50 142,41 0,38 0,24 1 ТП5 2500 1 697,41 142,41 0,38 0,18 1 ТП6 2500 1 697,41 142,41 0,38 0,23 1 ТП7 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,01 1 ТП8 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,13 1 ТП9 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,20 1 ТП10 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,33 1 ИТОГО 14 469,75 1 207,09
Параметрысинхронных двигателей приведены в таблице 8.2.
Таблица8.2 — Параметры синхронных двигателейОбознач. в схеме Тип двигателя Uном, кВ Рсд.нi, кВт Qсд.нi, квар Ni, шт ni, об/мин Д1i, кВт Д2i, кВт СД 3200 СТД 10 3200 1600 2 3000 7,16 10,1
Располагаемаяреактивная мощность СД:
Qсд.мi= />, (8.3)
где αмi – коэффициент допустимой перегрузкиСД по реактивной мощности, зависящий от загрузки βсдi по активной мощности и номинальногокоэффициента мощности соsφнi.
Примем,что все синхронные двигатели имеют βсд = 0,9, тогда αм= 0,58.
Результатырасчета приведены в таблице 8.2.
Определениезатрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.
Определениеудельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощностипроизводим по формуле:
С0= δ/>, (8.4)
где δ – коэффициент, учитывающийзатраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытияпотерь активной мощности:
α – основная ставка тарифа, руб/кВт;
β – стоимость 1 кВт∙чэлектроэнергии (дополнительная ставка тарифа);
Для 110 кВ: α = 2165,76 руб/кВтгод; β= 0,941 руб/кВ∙ч
Км = ∆Рэ/∆Рм= 0,93 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Рэ вмомент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рмактивной мощности предприятия;
τ – время использованиямаксимальных потерь, ч.
С0= 1,02×(2165,76×0,93 + 1,04×2198,77) = 4205,69 руб/кВт.
Непосредственноеопределение затрат на генерацию реактивной мощности:
— длянизковольтных БК (0,4 кВ)
З1г.кн= Е·КБКН + С0·ΔРБКН, (8.5)
З1г.кн= 0,223·360000+4205,69·4 = 93502,78 руб/Мвар
— длявысоковольтных БК (10 кВ)
З1г.кв= З10 = Е∙КБКВ∙Кпр.ц +С0∙ΔРБКв , (8.6)
З1г.кв= 0,213·180000+4205,69·4 = 46751,39 руб/Мвар
— длясинхронных двигателей
З1г.сдi = С0∙/>; З2г.сдi = С0∙/> . (8.7)
Результатырасчета затрат для СД приведены в таблице 8.3.
Таблица8.3 – Расчёт затрат для СДОбозначение СД на схеме
Qсд.мi, Мвар
З1г.сдi, руб/Мвар
З2г.сдi, руб/Мвар2
Rэ.сдi, Ом
Qсдi, Мвар СД 3200 4,15 18820,48 8296,39 0,21 1,56 Итого: 4,15 - - - 1,56
Определениеэквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП, подключенных к 1-ойсекции СШ ГПП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемойнизковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующихТП.
Эквивалентныесопротивления для СД:
Rэ.сд = /> , (8.8)
Результатырасчётов приведены в таблице 8.4.
Таблица8.4 – Выбор конденсаторных установокМесто установки БК
Rэi, Ом
Qсi, Мвар
Qкi, квар
Qкi+ Qсi, квар Тип принятой стандартной БК
Qстi, квар Расчетное Принятое ТП1 1,60 0,16 0,16 0,00 164,61 УК9-0,4-112,5 У3 УКМ58М-0,4-50-25 У3 162,5 ТП2 1,68 0,18 0,18 0,00 181,79 УКМ58М-0,4-150-37,5 У3 УК1(2)-0,4-37,5 У3 187,5 ТП3 0,59 0,87 0,87 907,75 1773,55 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-536-67 У3 УК1(2)-0,4-37,5 У3 1779,5 ТП4 0,62 0,91 0,91 907,75 1822,18 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-300-50 У3 1826 ТП5 0,55 0,84 0,84 618,76 1457,07 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-250-50 У3 1506 ТП6 0,61 0,92 0,92 618,76 1540,15 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-300-50 У3 УК2-0,4-66,7 У3 1543,5 ТП7 0,39 -0,23 0,00 2065,6 2065,6 3хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-200-50 У3 2009 ТП8 0,50 0,23 0,23 2065,6 2158,6 4хУКМ58М-0,4-536-67 У3 2144 ТП9 0,57 0,23 0,23 348,87 2297,5 4хУКМ58М-0,4-603-67 У3 2412 ТП10 0,71 0,41 0,41 348,87 2479,5 4хУКМ58М-0,4-603-67 У3 2415 ГПП - 4,64 4,64 - - УКЛ-10,5-4500 4500 ИТОГО - - 64,625 11316 20541,8 - 20482
Эквивалентныесопротивления для ТП 1-4,5,6, питающихся по радиальной линии (рисунок 8.2, а),определим по формуле:
Rэ = Rл + Rтр. (8.9)
Дляпитающихся по магистральной линии ТП 7,8, введем обозначения:
r01 = Rл1 ;r12= Rл2 ;
r1 = Rтр1 ;r2= Rтр2 ;
Эквивалентнаяпроводимость точки 1 схемы (рисунок 8.2, б) определяется по формуле:
/>/>/>, (8.10)
С учетомполученного, эквивалентные сопротивления присоединений указанных ТПопределяются по формулам:
Rэ1 =/> , (8.11)
Rэ2 =/>. (8.12)
Значенияэквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 8.4.
Определениереактивной мощности источников, подключенных к 1-ой секции СШ 10 кВ ГПП.Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяемв предположении, что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этомкоэффициент Лагранжа λ = З10):
Qсi = Q1i + ΔQтi +/>Q1i + ΔQтi +/>, (8.13)
где а =1000//>=1000/10= 10 кВ-2
/> Мвар∙Ом.
Результатырасчета мощностей Qсi низковольтных БК сводим в таблицу8.4.
Реактивныемощности СД:
Qсд = /> .
Результатырасчётов приведены в таблице 8.3.
Определениемощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условиябаланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:
Q0= />, (8.14)
Q'эс = α ∙ Рр,(8.15)
Q'эс = 0,31 · 22,8 = 6,94МВар,
Qр = 2 · Qр1 = 2 · />+Qад+ Qэту, (8.16)
Qр = 2 ·((13,143+1,207)+1,26) = 27,7 МВар,
Q''эс = Qр −/> , (8.17)
Q''эс = 27,72 −/>= 20,89 МВар,
Qэс1 =/> МВар,
Qр1=/> МВар,
Qсi=4,625 МВар.
Подставимвсе найденные значения в формулу (8.14):
Q0= 13,86 −4,625 − 1,17 − 3,47 = 4,6Мвар > 0
Балансреактивной мощностей на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанциипроверятся как равенство генерируемых Qг ипотребленных Qр реактивных мощностей:
Qрi = />, (8.18)
Qг1 =/>, (8.19)
Qг1 =( 4,625 + 1,17 + 4,5+3,47)= 13,76МВар,
Qр = 13,76 МВар.
Погрешностьсоставляет 0,73%
Значениекоэффициента реактивной мощности tgφэ,заданного предприятию энергосистемой:
tgφэ = /> , (8.20)
tgφэ = />
Знаявеличины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяемрасчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительнойподстанции:
tgφр = /> , (8.21)
tgφр =/>.
Резервреактивной мощности:
Qрез% =/>
/>/>/>/>/>/>8. Релейная защита синхронного эл. двигателя 10кВ мощностью Р=3200 кВт
Исходные данные:
Тип СТД — 3200/10000 напряжение Uн = 10000 В ток Iн = 208 А пусковой коэф. Кпуск = 5,0 КПД h = 97,3 % Коэф. мощности cos j = 0,89 Тип ТТ ТЛК-10 коэф. тр-ции 300/5соединение тр-ров тока в полную звезду Сердечник типа «Р»
Согласно ПУЭ на электродвигателяхустанавливаются следующие виды защит:
- защита от многофазных и витковыхзамыканий в обмотке статора;
- защита от перегруза;
- защита от однофазных замыканий наземлю;
- защита минимального напряжения;
- защита от асинхронного режима.
Для обеспечения выполнения функцийрелейной защиты, автоматики, а также управления и сигнализации применяю устройствомикропроцессорной защиты «Сириус-21-Д»
Устройство «Сириус-21-Д» являетсякомбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики.
Применение в устройстве модульноймикропроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностногомонтажа обеспечивает высокую надежность, большую вычислительную мощность ибыстродействие, а также высокую точность измерения технических величин ивременных интервалов, что позволяет снизить ступени селективности и повыситьступени терминала.
/>/>/>/>/>/>8.1 Защитаот многофазных и витковых замыканий в обмотке статора (первая ступень МТЗ)
Многофазные и витковые поврежденияпроисходят довольно редко, и как правило, являются результатом развитиязамыкания на корпус, из-за местных перегревов изоляции, дефектов активной сталистатора. Двойные замыкания возникают при уже имеющимся замыкании на землю всети, при этом второй пробой чаще всего происходит в коробке выводов или напервых витках обмотки. Многофазные короткие замыкания могут быть на выводахобмотки статора или внутри электродвигателя. Опасность внутренних поврежденийзаключается в том, что токи, протекающие в месте повреждения, могут многократнопревышать токи в обмотке статора при повреждении на линейных выводах. Мощнаядуга, возникающая в месте КЗ, приводит к пожару в электродвигателе,уничтожающему значительную часть обмотки. Многофазные КЗ, происходящие в близилинейных выводов статорной обмотки, вызывают резкое снижение напряжения назажимах всех электродвигателей, питающихся от тех же шин, и могут вызватьзначительные динамические воздействия на обмотки статоров неповрежденныхэлектрических машин.
Определение токов внутренних КЗдостаточно сложно, т.к. внутри машины образуются несколько контуров,электрически и магнитно-связанных друг с другом. По этому в условияхэксплуатации чувствительность защит от многофазных КЗ определяется приповреждениях на линейных выводах электродвигателя и должна быть, как дляосновной защиты, больше 2,0 при минимально возможном токе двухфазного КЗ.
Токовая отсечка
В соответствии с ПУЭ для защитыэлектродвигателей от многофазных КЗ в случаях, когда не применяютсяпредохранители, должна предусматриваться токовая отсечка без выдержки времени,отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с релепрямого или косвенного действия, выполненная: для электродвигателей мощностьюменее 2000 кВт в виде одно-релейной отсечки, включенной на разность токов двух
фаз; для электродвигателей мощностьюот 2000 кВт до 5000 кВт в виде двух релейной отсечки при условии, что на этихэлектродвигателях установлена защита от однофазных или двойных замыканий наземлю с действием на отключение.
При отсутствии защиты от замыкания наземлю или защиты от двойных замыканий на землю токовая отсечка выполняется трехрелейной с тремя трансформаторами тока.
Для электродвигателей мощностью 5000кВт и более, а также для электродвигателей мощностью менее 5000 кВт, еслиустановка токовых отсечек не обеспечивает выполнения требуемой чувствительностии выведены нулевые вывода, должна предусматривается продольная дифференциальнаятоковая защита в двухфазном исполнении при наличии защиты от замыкания на землюили в трехфазном исполнении с тремя ТТ при невозможности установки защиты отзамыкания на землю.
Чувствительность защит и отсечекопределяется при КЗ на линейных выводах электродвигателя и должна бить не менее2,0 в минимальных условиях работы сети.
Ток срабатывания реле выбирается поусловию отстройки от максимального тока в режиме пуска электродвигателя приноминальном напряжении сети
/>,
где котс = 1,2 — коэффициент отстройки, учитывающий погрешности ТТ и защиты;
Ксх = 1 – коэффициентсхемы, для ТТ соединённых по схеме полной звезды;
I”max – наибольшее действующее значениепериодической составляющей тока внешнего трехфазного металлического КЗ илитока, протекающего через ТТ защиты в режиме самозапуска.
Для двагателя мощностью более 2МВт
/>А.
Ток срабатывания реле:
/> А.
Так как уставка (МТЗ-1) может бытьвыбрана в диапазоне от 2 до 200 А с дискретностью 0,01 А, то принимаем Iуст = 20,8 А.
Коэффициент чувствительности:
/>.
Выбранная уставка проходит покоэффициенту чувствительности./>/>/>/>/>/>8.2 Защита от перегруза, асинхронногохода (вторая ступень МТЗ)
Увеличение тока в обмоткахэлектродвигателей вызывает перегрев изоляции обмоток, сердечников статора и ротора.Увеличение температуры изоляции, т.е. уменьшение разницы между фактической еерабочей температурой и предельно допустимой, вызывает снижение срока службыизоляции, а быстрый дополнительный нагрев обмоток может привести к опаснымдеформациям.
Перегрузки делятся накратковременные, когда температура обмотки не успевает достичь установившегосязначения, и длительные, когда температура обмотки достигает установившегосязначения, соответствующего величине перегрузочного тока.
В качестве допустимого тока Iдоп следует принимать максимальныйдлительный ток статора, соответствующий номинальной мощности.
В соответствии с ПУЭ защита отперегруза устанавливается не на всех электродвигателях, а только на тех,которые подвержены перегрузке по технологическим причинам и на двигателях стяжелыми условиями пуска и самозапуска (длительность прямого пусканепосредственно от сети 20 сек. и более), перегрузка которых возможна причрезмерном увеличении длительности пускового периода вследствие понижениянапряжения в сети.
На электродвигателях подверженныхперегрузке по технологическим причинам, защита должна выполнятся с действием насигнал и автоматическую разгрузку, при невозможности разгрузки или отсутствиидежурного персонала допускается действие защиты на отключение.
Если отключение электродвигателя неприводит к нарушению технологического процесса или имеют место тяжелые условияпуска и самозапуска, то защита от перегрузки также действует на отключение.
Расчет защиты от перегруза.
Защита (МТЗ-2) работает сначала насигнал, а с выдержкой времени на отключение, так как сразу отключениеэлектродвигателя приводёт к нарушению технологического процесса,
Первичный ток срабатывания защиты отперегрузки выбирается по условию отстройки от номинального токаэлектродвигателя:
/>, (9.3)
где:
котс — коэффициентотстройки, равен 1,05;
кв — коэффициент возвратаравный 0,95, для микропроцессорной защиты «Сириус21Д»;
Iдлит.доп. — длительно допустимый токэлектродвигателя.
В соответствии с ПУЭ номинальнаямощность электродвигателей должна сохранятся при отклонении напряжения до ± 10%, т.е.
/> А.
Тогда:
/> А.
Ток срабатывания реле:
/> А.
Принимаем уставку по току Iуст = Iср / 3 = 4,2 / 3 = 1,4 А по кривой характеристики (аналог РТВ-1)
Так как уставка (МТЗ-2) может бытьвыбрана в диапазоне от 0.4 до 200 А с дискретностью 0,01 А, то принимаем Iуст = 1.4 А.
Защита работает с выдержкой времени t = 5 секунд.
Данное значение выдержки времениустановить возможно так как выдержка времени (МТЗ-2) может быть выбрана вдиапазоне от 0,1 до 100 с, дискретностью 0,01 с.
Проведем выбор выдержки времени дляМТЗ-2 с действием на отключение и АГП:
Выдержка времени защиты от перегрузкивыбирается из условия надежного несрабатывания защиты при пуске и самозапуске:
/>,
где: кзап — коэффициентзапаса, принимаемый равным 1,3;
tпуск — время пуска для электродвигателей,не подлежащих самозапуску, или время самозапуска для двигателей, которыеучаствуют в самозапуске;
время самозапуска t = 10 сек.
Тогда:
/>сек.
Выбираем время срабатывания защиты смомента запуска tс.з. = 13 сек
Защита от асинхронного хода сработаетна отключение через 3 с
после 10 с выдержки на самозапуск
Данное значение выдержки временисрабатывания защиты установить возможно, так как она может быть выбрана вдиапазоне от 0,1 до 100 с, дискретностью 0,01 с./>/>/>/>/>/>8.3 Защита от однофазного замыкания наземлю в обмотке статора
Повреждаемость электродвигателя в 84%происходит из-за пробоя изоляции при перенапряжениях, связанных с операциямивключения и отключения электродвигателей или при замыканиях на землю в сети.Большинство повреждений изоляции обмотки статора приводит к замыканию фазы накорпус и, как правило, через электрическую дугу.
Значение опасного дляэлектродвигателя тока замыкания на корпус определяют по объему поврежденияактивной стали статора и возможности устранения его простыми средствами. Вмировой практике не существует единого мнения о конкретном значении опасноготока замыкания. В России считается опасным ток более 5 А, критерий который былустановлен еще в довоенные годы, хотя проведенные в последние десятилетияисследования показали, что токи замыкания в 1-1,5 А могут привести кзначительным местным нагревом с последующим переходом однофазного замыкания ввитковое. В то же самое время было показано, что замыкания на корпус через дугус токами не превышающими 10А могут самоустранятся в течении первых 0,2 сек.
Принимая во внимание большоеколичество электродвигателей малой мощности, ПУЭ предлагает для электродвигателеймощностью до 2000 кВт устанавливать защиту от однофазных замыканий на землютолько при токах замыкания 10 А и более при отсутствии компенсации, а приналичии компенсации — если остаточный ток в нормальных условиях превышает этозначение.
Для электродвигателей мощностью более2000 кВт защита от замыканий на землю должна предусматриваться при токах 5 А иболее.
Первичный ток срабатывания защит отзамыкания на землю должен быть не более:
для электродвигателей мощностью до2000 кВт — 10А;
для электродвигателей мощностью свыше2000 кВт — 5А.
Рекомендуются меньшие значения токовсрабатывания, если это не усложняет выполнение защиты.
Защиту следует выполнять без выдержкивремени с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности и сдействием на отключение электродвигателя. В зону действия защиты должен входитьи питающий кабель.
Чувствительность защиты разрешаетсяне проверять. Если по условию отстройки от переходного режима потребуетсязначительное загрубление защиты, то следует ввести в защиту выдержку времени,но для обеспечения быстрого отключения двойного замыкания на землю необходимоустановить в цепи трансформатора тока нулевой последовательности дополнительноетоковое реле с первичным током срабатывания 50¸100 А.
Первичный расчетный ток срабатываниязащиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяется поусловию отстройки от броска собственного емкостного тока присоединения привнешнем замыкании на землю:
/>,
где:
котс — коэффициентотстройки равный 1,2;
кб — коэффициент,учитывающий бросок собственного емкостного тока присоединения в начальныймомент внешнего замыкания на землю. кб = 2 ¸ 3.
Iс∑ — утроенное значение собственногоемкостного тока.
Iс∑ = Ic.дв + Iс.л
где:
Iс.дв — собственный емкостный токэлектродвигателя;
Iс.л. — собственный емкостный токкабельной линии, входящей в зону защиты.
Утроенное значение собственногоемкостного тока электродвигателя определяется:
/> ,
где:
f — частота сети;
сдв — емкость фазы статораэлектродвигателя, Ф;
Uном — номинальное линейное напряжениесети, В.
Ориентировочно емкостьэлектродвигателя можно рассчитать по формуле:
/> ,
где:
Sном.дв. — полная номинальная мощностьэлектродвигателя, МВА;
Uном — номинальное напряжениеэлектродвигателя, кВ.
Для двигателей 10 кВ.:
/>/>Фа.
/>.
Утроенный емкостный ток двигателя 10кВ:
/>А или 0,72 мА.
Утроенное значение собственногоемкостного тока кабельной линии, входящей в зону защиты, определяется повыражению:
/>
где:
Iс.уд. — утроенное значение собственногоемкостного тока одного километра кабельной линии 10 кВ.;
l — длинна линии, км;
m — число кабелей в линии.
Тогда:
/>А;
Iс∑ = 0.204+0.72·10-3 =0,20472 А;
Iпер.с.дв..= 0,20472 ·1.2 ·2 = 0,4913 A.
Вторичный ток трансформаторов токанулевой последовательности зависит от величины вторичной нагрузки и от числатрансформаторов тока, подключенных к реле, поэтому коэффициент трансформациитаких трансформаторов не является постоянным.
По (Л7, табл. 6.2) находимминимальное значение первичного тока срабатывания реле при подключении к одномутрансформатору тока нулевой последовательности типа ТЗЛ.
Iс.з.min = 0,49 А.
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з. = 0,5 А.
В сетях с изолированной нейтральючувствительность земляной защиты не рассчитывается
Принятое значение первичного токасрабатывания защиты удовлетворяет условию чувствительности к однофазнымзамыканиям на землю и в линии к электродвигателю, и в обмотке статора:
Iпер.с.з… ≥ Iс.з ≥ Iс∑
4 ≥ 0,5 ≥ 0,20472
В схеме предусмотрено замедлениеземляной защиты для отстройки от переходных процессов. tс.з = 0,5 сек. Защита работает на отключение с выдержкой времени0,5 сек.
Данное значение уставок токасрабатывания реле установить возможно так как значение тока может быть выбранав диапазоне от 0,05 до 2,5 А, с дискретностью 0,001 А.
Защита работает с выдержкой времени t = 5 секунд
Значение выдержек временисрабатывания реле устанавливается в диапазоне от 0,05 до 99 с, дискретностью0,01 с./>/>/>/>/>/>8.4 Защита минимального напряжения
Защита минимального напряженияявляется общей для всех электродвигателей секции и устанавливается в релейномотсеке КРУ трансформатора напряжения. Защита имеет три ступени по напряжению ивыдержкам времени.
Первая ступень отключаетнеответственные электродвигатели для обеспечения самозапуска электродвигателейответственных механизмов. Уставки срабатывания этой ступени выбираются равными70% номинального напряжения и выдержкой времени 0,5 ¸ 1,0 сек.
Вторая ступень предназначена дляотключения ответственных электродвигателей при длительном отсутствии напряжениядля обеспечения условий безопасности и в случаях, когда самозапуск механизмовпосле останова недопустим по условиям технологического процесса. Кроме этого,вторая ступень может быть использована для обеспечения надежного пуска АВРэлектродвигателей взаиморезервируемых механизмов и для последовательного пускаответственных механизмов, если одновременный пуск не может быть осуществлен.Уставки срабатывания второй ступени выбираются равной 50% номинальногонапряжения и выдержкой времени 3 ¸ 9,0 сек.
Список электродвигателей, отключаемыхот первой и второй ступеней защиты минимального напряжения, должен бытьутвержден главным инженером предприятия.
Третья ступень служит пусковыморганом АВР с напряжением срабатывания равным 25% номинального напряжения ивыдержкой времени, равной времени срабатывания защиты питающего секцию ввода.
Расчет групповой защиты минимальногонапряжения.
Расчет произведен согласно ПУЭ[п.п.5.352; 5.3.53].
I ступень
/>
Время срабатывания: tс.з. = 0,5 сек.
II ступень.
Согласно (Л2), напряжениесрабатывания II ступени отстраивается от напряжениясамозапуска электродвигателей.
/>
где:
Uсам. — напряжение самозапуска, равноенапряжению срабатывания Iступени;
котс — коэффициентотстройки, равный 1,2;
кв — коэффициент возвратаравный 1,06.
Время срабатывания:
tс.з. > tп.п.
где:
tп.п. — время перерыва питания.
/>
Время срабатывания: tс.з. = 9 сек.
Данное значение напряжениясрабатывания реле установить возможно так как это значение может быть выбрано вдиапазоне от 5 до 99,9 В,
с дискретностью 0,1 В. С диапазономуставок по времени срабатывания от 0,02 до 99,99 с, дискретностью 0,01 с.
Для рассматриваемого двигателя отключениепроисходит по второй ступени т.к. двигатель участвует в самозапуске (относитсяк ответственным механизмам).
/>/>/>/>/>/>9. Безопасность жизнедеятельности на ГПП
В данном проекте рассмотрены вопросыорганизационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающиезащиту людей от опасного воздействия электрического тока, электромагнитногополя, электрической дуги и электростатических зарядов.
К организационным мероприятиямотносятся:
1. правильная организация и ведениебезопасных методов работ;
2. обучение и инструктажэлектротехнического персонала;
3. контроль и надзор за выполнениемправил техники безопасности (ПТБ)
К техническим мероприятиям поэлектробезопасности относятся:
1. обеспечение нормальныхметеорологических условий в рабочей зоне;
2. нормальное освещение;
3. применение необходимых мер и средствзащиты;
4. применение безопасного ручногоэлектроинструмента, а также применение ограждений, блокировок коммутационныхаппаратов, спецодежды.
ГПП является одним из важных объектов и в то же время – этообъект повышенной опасности поражения электрическим током, обслуживающегоперсонала. Исходя из этого, на ГПП уделяется особое внимание вопросам охранытруда и ПТБ./>/>/>/>/>/> Конструктивное выполнение главной понизительнойподстанции
Согласно расчетам картограммыэлектрических нагрузок, ГПП нужно расположить в районе завода инженерных машин( ЗИМ ). В соответствии с
[Л6, 4.2, 4.3] к ОРУ-110 кВ подведенаавтомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. РасположениеГПП так же выбрано с учетом розы ветров, согласно которой преимущественноенаправление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южнойстороны по отношению к ГПП – 110.
Подстанция состоит из 3-х основныхчастей:
ОРУ-110 кВ
Трансформаторы 2ТРДН – 25000/110,ЗРУ-10 кВ.
Аппаратура ОРУ-110 кВ итрансформаторы установлены открыто. Территория ГПП ограждена сплошным внешнимзабором высотой 1,8 м [Л6, 4.2 39]. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ,ЗРУ-10 кВ и трансформаторов, а также подземные части металлических ижелезобетонных конструкций для защиты от коррозии – окрашены. Трансформаторыдля уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тонамаслостойкой краской [Л6, 4.2, 30]. Для предотвращения растекания маслараспространения пожара под трансформаторами предусмотрены маслоприемники,закрытые металлической решеткой, поверх которой насыпан слой чистого гравиятолщиной 0,25 м [Л6, 4.2. 70]. Все токоведущие части, доступные случайномуприкосновению, ограждены металлической сеткой с окном 25/>25 мм [Л6, 4.2. 26]; на всемэлектрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы, поясняющиеназначение электрооборудования, а также предупреждающие плакаты. Токоведущиечасти окрашены в соответствии с [Л6, 1.1 29]
фаза А – желтым цветом;
фаза В – зеленым;
фаза С – красным.
В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда сцентральным проходом 2 м,
ширина прохода между ячейкой и стеной– 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку, так что доступны ктоковедущим частям, автоматически закрываются металлическими шторками привыкате тележки.
ЗРУ имеет две двери для выхода,которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [Л6, 4.2 92]. ЗРУвыполнено без окон [Л6, 4.2. 94].
Камеры трансформаторов собственныхнужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры установлены на высоте 1,2 м и съемные. Между дверью и барьером имеется промежуток шириной 0,5 м [Л6, 4.2 26].
В ЗРУ предусмотрены следующиезащитные средства:
1. Изолирующая штанга – 2 шт на каждоенапряжение;
2. Указатель напряжения – 2 шт. накаждое напряжение;
3. Изолирующие клещи – по 1 шт. на U = 10 кВ и U = 0,4 кВ;
4. Диэлектрические перчатки – не менеедвух пар;
5. Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1пара;
6. Диэлектрически галоши – 2 пары (для0,4 кВ);
7. Временные ограждения – не менее двухштук;
8. Переносные заземления – не менее двухштук на напряжение;
9. Диэлектрические коврики – по местнымусловиям;
10. Переносныеплакаты и знаки безопасности;
11. Шланговыйпротивогаз – 2 шт.;
12. Защитные очки – 2пары;
13. Медицинскаяаптечка./>/>/>/>/>/> Анализ пожарной безопасности
Согласно НПБ 105-95 с СниП 21.01.97.С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
1. Электрооборудование и сети в процессеэксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при к.з. имеют достаточнуюотклоняющую способность и термическую стойкость.
2. В ЗРУ-10 кВ применены элегазовые выключателитипа VF 12.12.20.
3. Силовые масляные трансформаторыоборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение.
4. Для предотвращения растекания маслапри повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполненымаслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусетрансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переноснымнасосным агрегатом.
5. Фундаменты под маслонаполненныетрансформаторы выполнены из несгораемых материалов. Так же для предотвращениярастекания масла выполняется подсыпка гравия.
6. Помещение и здание ЗРУ и камерытрансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
7. ЗРУ, при длине 15 м, имеет 2 выхода по концам наружу, с самозапирающимися замками, открываемыми со стороны ЗРУ безключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 0,75 м и высоту 1,9 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещениянизшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота сжелезными створками для перемещения через них габаритного оборудования(например, ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
8. Перекрытие кабельных каналоввыполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым поломпомещения.
9. В целях своевременного извещения опожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная спожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ(70º С). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия припожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).
10. Для локализации очагов пожара на ГППимеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ — огнетушители ОУ-10 – 2шт.,
- ящик с песком – 2 шт. (вместимость 0,5 м);
б) щит управления 0,4 кВ — огнетушителиОУ-10 – 2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственныхнужд — огнетушители
ОХП-10 – 2 шт.,
г) ОРУ-110 кВ – пожарный щит спринадлежностями и ящик
с песком у каждого трансформатора.
/>/>/>/>/>/> Обеспечение электробезопасности
Для защиты оперативно-ремонтногоперсонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.038-82ССБТ И-1.04.88 все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющиминожами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющиминожами, что позволяет исключить неправильные действия электротехническогоперсонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когдаони были заземлены ножами.
В ЗРУ-10 кВ выключатели,установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющиминожами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновенияконструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, которыйвыполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУи металлических угольников обрамления кабельных каналов. Контур заземления ЗРУсоединен с заземляющим устройством ОРУ-110 кВ не менее, чем в двух точках. Дляустройства заземления ОРУ-110 кВ выполняется расчет. />/>/>/>/>/>Выбор искусственныхзаземлителей
Согласно ГОСТ 12.1.030-81 ССБТИ-1.08.87 заземление ОРУ-110 кВ выполняется из сетки выравнивающих полос [1] изгоризонтальных заземлителей – полос размером 40 /> 4 мм.
Заземляющее устройство имеет сложнуюформу, поэтому ее заменяют расчетной квадратной моделью со стороной />, где S = 28/>30 = 840 м2 – площадь заземления. />= /> =29 м – сторона квадратарасчетной модели.
Определяется число ячеек m на стороне квадрата:
/>
Принимаем m = 7.
Длина полос в расчетной модели:
L'r = 2/>(m + 1) = 2/>29/>(7+1) = 464 м.
Длина стороны ячейки:
b = />м.
Сопротивление растекания тока однойполосы продольной и поперечной:
/>Ом,
Где:
Sрасч = Кп/>100 = 3/>100 = 300 Ом ∙ м,
Кп = 3 – повышающийкоэффициент для климатической зоны [4, 8-2],
100 Ом ∙ м – удельноесопротивление суглинка (2 категория) [4, 8-1],
l = /> - длина однойполосы,
d = 0,5 ∙ b =0.5 ∙ 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы,
t = 0.8 м – глубина заложения полосы.
Сопротивление растекания групповогозаземлителя из всех продольных полос:
Rгр п = />Ом,
Где: nп – число полос,
ηп = 0,43 –коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
Для поперечных полос расчет одинакови имеем:
R'п = 17,9 Ом; Rгр. п = 5,2 Ом.
Общее сопротивление заземляющейсетки:
Rc/>Ом.
Длина полос в расчетной модели:
L'r = 2/>(m + 1) = 2/>29/>(7+1) = 464 м.
Длина стороны ячейки:
b = />м.
Сопротивление растекания тока однойполосы продольной и поперечной:
/>Ом,
Где:
Sрасч = Кп/>100 = 3/>100 = 300 Ом ∙ м,
Кп = 3 – повышающийкоэффициент для климатической зоны [4, 8-2],
100 Ом ∙ м – удельноесопротивление суглинка (2 категория) [4, 8-1],
l = /> -длина одной полосы,
d = 0,5 ∙ b = 0.5 ∙ 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы,
t = 0.8 м – глубина заложения полосы.
Сопротивление растекания групповогозаземлителя из всех продольных полос:
Rгр п = />Ом,
Где: nп – число полос,
ηп = 0,43 –коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
Для поперечных полос расчет одинакови имеем:
R'п = 17,9 Ом; Rгр. п = 5,2 Ом.
Общее сопротивление заземляющейсетки:
Rc/>Ом.
Общее заземление с учетоместественных заземлителей Rc = 1.72 Ом
R'з = /> Ом.
Производим подсыпку слоем гравиятолщиной 0,2 м по всей территории
ОРУ-110 кВ и производим проверкузаземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения Uпр. доп = f (t),
Где:
t = tр + tc – время протекания тока короткого замыкания.
t = 0.05+0.08 = 0.13 c
Uпр.доп = 470 В – допустимое напряжениеприкосновения с учетом подсыпки
Uпр = J3 ∙ α1 ∙ α2 ∙ Rз = 13400 ∙ 0,15 ∙ 0,18 ∙ 1,04 = 376 В,
Где: α1 = 0,15 –коэффициент напряжения прикосновения,
Коэффициент шага:
α2 />
Rh– сопротивление человека,
ρмс = 3000 Ом ∙м – удельное сопротивление гравия.
Таким образом, Uпр = 376 В
Максимально допустимый токоднофазного к.з. на ОРУ:
Iз max/> кА.
Термическая стойкость полосы 40/>4 мм2 при Iз max
Sт = Iзmax/> мм2,
где С = 74 – постоянный коэффициентдля стали.
Таким образом Sт = 81,5 мм2 4 мм2 = 160 мм2,что удовлетворяет условию термической стойкости. />/>/>/>/>/>Контроль изоляции
Постоянный контроль изоляциипроизводится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевойпоследовательности типа ТЗЛ, установленные в ячейках КРУ.В электрических сетяхнапряжением 10кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общаянеселективная сигнализация ОЗЗ, которая состоит из реле максимальногонапряжения KU, подключенного ко вторичной обмоткетрехфазного трансформатора напряжения, соединенной по схеме «открытоготреугольника».Реле имеет уставку по напряжению обычно принимаемую равной 0,3*Uф. В нормальном режиме работы электрическойсети напряжение нейтрали не превышает 15%Uф, чему соответствует напряжение на зажимах указаннойвторичной обмотки не более 15В. При возникновении ОЗЗ, напряжение на нейтралисети возрастает до фазного значения, а на зажимах вторичной обмотки – до 100В.Реле срабатывает и включает информационную (световую или звуковую) сигнализациюо появлении ОЗЗ в электрической сети. Такой комплект сигнализации являетсяобщим для одной секции сборных шин.
/>
Рисунок 10.1 Схема контроля изоляциина шинах 10кВ.
Для контроля изоляции присоединенийприменяются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ, установленныев КРУ на каждой отходящей линии.
Схема установки трансформатора ТЗЛМдля определения однофазных замыканий на землю присоединений представлена нарис. 10.2
/>
Рисунок 10.2 Схема контроля изоляцииотходящих присоединений.
Следует определить величину токаоднофазного замыкания на землю в сети 10 кВ и решить вопрос о необходимости егокомпенсации.
/> (10.1)
где: lCO-ток ОЗЗ для определенного кабеля принапряжении 10кВ, А/км;
l-длина данной кабельной линии, км.
Сеть внутреннего электроснабженияпредприятия состоит из следующих кабельных линий:
3х70 мм2 — 1,885 км;
3х95 мм2 — 4,663 км;
3х240 мм2 — 0,09 км.
Ток ОЗЗ для кабеля сечением 70 мм2составляет 0,9 А/км, для 95 мм2 составляет 1 А/км, для 240 мм2– 1,6 А/км.
Ток ОЗЗ составляет:
LОЗЗ=1,885*0,9+4,663*1+0,09*1,6 = 6,5 А
Так как 6,5 />/>/>/>/>/> Защита ГПП от ударов молнии.
Молниезащита ГПП осуществляется всоответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданийи сооружений» (СН-305-77 РД34.21.122-87).
Территория ГПП находится в районесреды, где грозовая деятельность до 40 часов в год. Устанавливаем 4молниеотвода, два на порталах и два на здании ЗРУ
Необходимым условием защищенностивсей площади ОРУ является условие: D £ 8∙ha, где D – диагональ четырехугольника, ввершинах которого расположены молниеотводы:D=65м.
ha – активная высота молниеотвода: ha³ D/8 = 60/8 = 7,52м.
Высота молниеотводов:
h = hx+ ha= 11,35 + 7,52 = 18,87м,
где hx – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Rx = />м.
Ширина защищаемой зоны:
Bx=/>,
где а – сторона четырехугольника.
при а=36 м:
В1,4` = />м.
В1,4 = В2,3 = 6м.
при b=50 м:
В1,2` = />м.
В1,4` = B2.3` = 3,5 м.
На рисунке показана зона защиты навысоте hx = 11.35м.
/>
Рисунок 10.3 Зона защиты./>/>/>/>/>/> Освещение ОРУ-110 кВ
Согласно СниП 23-05-95 освещение наГПП предусмотрено рабочее и аварийное. Территория ГПП освещается прожекторами,питающимися от сети переменного тока напряжением 220В.
Выбор мощности и количествапрожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами, установленнымиПУЭ.
По «шкале освещенности» [ Л11] норма освещенности ОРУ ГПП: Е=5 лк.
Световой поток:
/> />F=/>лм
Число прожекторов:
N=/>шт. />
К установке принимаю 2 прожектора.
В формулах:
Е – минимальная освещенность, лк;
Кз – коэффициент запаса;
z- отношение средней освещенности к минимальной;
S – площадь ОРУ, м^2;
N – число прожекторов, шт;
М – коэффициент добавочнойосвещенности за счет отраженного светового потока;
h — КПД светового потока;
Sе – суммарная условная освещенность от близлежащихсветильников.
Мощность одной лампы при удельноймощности W=1 Вт/м^2:
Р=/>Вт.
К установке принимаем 4 прожекторатипа РКУО3 – 500 – 001 – УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт каждая, которыеустановлены на противоположных сторонах ОРУ ГПП.
Высота подвеса прожекторов:
Н/>=/>= />=9,4 м.
Ремонтное освещение от переносныхламп накаливания 12В.
Внутреннее освещение выполнено светильникамитипа ЛСПО2 (люминесцентные лампы, подвесные, для промышленных ипроизводственных зданий).
/>/>/>/>10. Расчет и выбор осветительногооборудования прессового цеха/>/>/>/>10.1 Выбор источников света
Прессовый цех – сухое, отапливаемоечистое помещение. Этот участок прессово-сварочного завода входит в составобъединения в качестве основного производства. Основную нагрузку прессового изаготовительного отделений составляют асинхронные электродвигатели приводовметаллообрабатывающего оборудования (пресса, гильотинные ножницы) и подающихрольгангов. Используются двигатели различных моделей мощностью от 0.2 до200кВт.
Освещение рассматриваемого объектапроизводится с помощью светильников типа РСП-10В-1000 – подвесных дляпроизводственных помещений, с лампами ДРЛ 1000, имеющими большой срок службы ивысокую светоотдачу.
Эти помещение относятся к сухимпомещениям, где требуется точная обработка производимых изделий. Зрительнаяработа высокой точности. Коэффициент отражения стен, потолка, и рабочейповерхности соответственно равны:
rп = 70%; ρс = 30%; ρр =30% ./>/>/>10.2 Выбор вида и системы освещения.Выбор нормируемой освещённости. Выбор коэффициента запаса. Выбор типасветильников
Для освещения всех помещенийпринимаем общее равномерное освещение, для всех помещений принимаем рабочее идежурное освещение.
Значение нормируемой освещенностиустанавливается в зависимости от характера зрительной работы, размеров объектаразличия, фона и контраста с ним, вида и системы освещения, типа источниковсвета.
В соответствии с нормами освещенности, принимаем освещённостьрабочих поверхностей помещения Ен = 300 лк.
Коэффициент запаса вводится при расчете осветительной установкидля компенсации уменьшения светового потока источников света в процессеэксплуатации. Значение коэффициента запаса принимается по отраслевым нормам, взависимости от условий среды в освещаемом помещении и типа применяемых источниковсвета. Принимаем коэффициент запаса Кз = 1,4/2 для помещений сдугоразрядными лампами (Л11).
Выбирается лампа ДРЛ – дуговая ртутная лампа, т.к. высотапомещения 15м, а с увеличением высоты повышается относительная экономичностьэтих ламп и уменьшается их вредное влияние. Указанные лампы выбираются также заих высокую светоотдачу (до 55 Лм/Вт), большой срок службы (10000 ч) посравнению с лампами накаливания. Лампа компактна, не критична к условиям среды,имеет хорошую стабильность светового потока при длительной работе. Недостатки:искажение светоотдачи, возможность работы на переменном токе, длительноевключение лампы, большая пульсация светового потока. В данном случае этиминедостатками можно пренебречь, т.к. производится работа без выраженной цветности,и отсутствуют специальные требования к качеству освещения. Для уменьшения Дляосвещения всех помещений принимаем общее равномерное освещение, для всехпомещений принимаем рабочее и дежурное освещение.
Значение нормируемой освещенности устанавливается в зависимостиот характера зрительной работы, размеров объекта различия, фона и контраста сним, вида и системы освещения, типа источников света.
В соответствии с нормами освещенности, принимаем освещённостьрабочих пульсации светового потока до 10 и, тем самым, устранениястробоскопического эффекта, применяется включение ламп в разные фазы трехфазнойэлектрической сети.
Проектируемый участок – сухое, отапливаемое помещение,поэтому тип светильников выбирается только по осветительным характеристикам.Выбираются светильники типа РСП-10В-1000, где Р – для ртутных ламп, С –подвесной, П – для производственных помещений, 10 – номер серии, г – глубокаякривая силы света. Данный тип светильника обеспечивает при данных размерахучастка необходимый коэффициент пульсации светового потока и равномерноеосвещение всего помещения в целом, а также устраняется слепящее действие.Оптимальное расстояние между светильниками и высотой подвеса при глубокойкривой силы света светильника составит l= 0,9 ¸ 1,0. Технические данныесветильника сведены в таблицу 12.1.
Таблица 11.1 – Технические данныесветильникаТип
Рном, Вт Масса светильника с ПРА, Кг Тип КСС Материал корпуса Материал отражателя Исполнение по пылезащите РСП-10В-1000 1000 5 Г Алюминий Алюминий Не защищенное
/>/>/>10.3 Выбор вида и системы освещения,нормируемой освещенности
В производственных помещенияхиспользуется три вида освещения:
– естественное;
– искусственное;
– смешанное.
Для прессового цеха выбираемсмешанное освещение, состоящее из естественного и искусственного освещения.
Искусственное освещение делится наследующие виды:
– рабочее;
– аварийное;
– охранное.
Выбирается рабочее освещение, котороеобеспечивает надлежащие условия видения, при нормальной работе осветительнойустановки, и аварийное.
В зависимости от способа размещениясветильников в производственном помещении имеются две системы освещения:
– система общего освещения;
– система комбинированного освещения.
Система комбинированного освещенияэкономичнее, но в гигиеническом отношении система общего освещения совершеннеетем, что позволяет создать более благоприятное распределение яркости в полезрения. Комбинированное освещение применяют в основном при высокой точностизрительных работ, что характерно для станочных работ.
Несмотря на большие первоначальныезатраты на оборудование осветительной установки, при комбинированном освещенииустановленная мощность его меньше, что дает снижение эксплутационных расходов.
Поэтому принимаем комбинированноеосвещение. А поскольку местное освещение поставляется комплектно со станком, торассчитываем только общее равномерное в системе комбинированного освещения.
Нормируемаяосвещенность – номинальная допустимая освещенность в наихудших точках рабочейповерхности перед очередной чисткой светильников. Значение этой освещенностиустанавливают в зависимости от характера зрительной работы, размеров объекта,фона и контраста объекта,
вида системыосвещения, типа источника света.
Коэффициентзапаса – отношение светового потока нового светильника с новой лампой ксветовому потоку этого же светильника в конце срока службы перед очереднойчисткой светильника Кзап =1,4/2./>/>/>10.4 Расчёт освещения
/>Определяем расчетную высоту подвеса светильников.
Расчетная высота подвеса светильниковопределяется по формуле
h = H – (hp + hc), (11.1)
где: h – расчетная высота подвесасветильника, м;
Н – высота помещения, м;
hp – высота рабочей поверхности, м;
hс – высота светильника, м.
Принимается hc = 0,2 м;
h = 15 – (0, 8 + 0, 2) = 14 м.
Определяем L – расстояние междурядами:
L = λ ∙ h, (11.2)
где: l — наиболее оптимальное соотношение расстояний междусветильниками и высотой подвеса при глубокой кривой силы света светильника;
h – расчетная высота подвесасветильников, м.
/>L = 1 ∙ 14 = 14 м.
Принимаем L = 14 м.
Определяем Nв — число рядов поформуле
Nв = B/L, (11.3)
где: В – ширина помещения, м;
L – расстояние между рядами, м.
/>Nв = 27/14 = 1,92 м.
/>Принимаем Nв = 2 ряда.
/>Определяем число светильников в ряду Nа, штук, по формуле
Nа = А/L, (11.4)
где: А – длина помещения, м;
L – расстояние между рядами, м.
/>Nа = 264/14 = 18,8.
Принимаем Nа = 20 штук по количествуколонн.
Определяем N — число светильников впомещении:
N = Nв ∙ Na; (11.5)
/>N = 2 ∙ 20 = 40 светильников.
Определяем i — индекс помещения:
/>
(11.6)
где: А – длина помещения, м;
В – ширина помещения, м;
h – расчетная высота подвесасветильников, м.
/>.
Коэффициент использования световогопотока с учетом коэффициентов отражения, типа светильника и индекса помещения[Л11]:
h = 0,68.
Определяем Фрасч – расчетный световойпоток:
/>
(11.7)
где: S – площадь помещения, м2;
Z – коэффициент неравномерности,принимается Z = 1,15 [Л11];
Кз – коэффициент запаса;
h – коэффициент использованиясветового потока.
/> Лм.
Световой поток стандартной лампыможет отличаться от расчетного на 10-20%.Выбираем лампу ДРЛ-1000. Данные лампызаносим в таблицу 11.2.
Таблица 11.2 – Технические данные лампыТип лампы Мощность кВт
Напряжение Uл, В
Световой поток Фл, Лм Рабочий ток А ДРЛ 1 220 55000 4,5
Определяем DФ — разницу между расчетным истандартным световыми потоками:
/>
(11.8)
где: Фн – стандартный номинальныйсветовой поток, Лм;
Фрасч – расчетный световой поток, Лм.
DФ = />.
Фактическая освещенность можетотличаться от нормируемой на 10–20%. Условие выполняется, значит, выбранная врезультате расчета лампа ДРЛ 1000 обеспечит требуемую норму освещенности.
/>Определяем Руст – суммарную мощность осветительной установки:
Руст = N ∙ Рн , (11.9)
где: N – число светильников в помещении;
Рн – номинальная мощность лампы, кВт.
/>Руст = 40∙ 1 = 40 кВт.
10.5 Электрический расчет осветительной установки
Расчет распределительной сети проводится по допустимому токуиз условий нагрева:
Iдоп ³ Iрасч, (11.10)
где: Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А;
Iрасч – расчетный ток, А.
Определяем Iгр, А, ток группы по формуле:
/>
(12.11)
где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери мощности впускорегулирующей аппаратуре;
Uл – линейное напряжение, В;
Ргр – мощность группы, Вт;
Ргр = Рл ∙ пгр, (11.12)
где: Рл – мощность лампы, Вт;
пгр – число ламп в группе.
cosj — коэффициентмощности, для светильника с лампой ДРЛ равняется — 0,85.
Ргр = 1000 ∙ 8 =8000 Вт;
/>.
Расчет остальных групп аналогичен.
Выбор кабелей производится по условиям допустимого нагрева.
Iдоп ≥ Iгр,, (11.13)
где Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А;
Выбираем кабель на каждую группу [Л1, таб33-18], ВВГ 3х4 мм2
Iдоп = 27А;
27 > 17,87А.
Ток щитка определяется по формуле
/> (11.14)
где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери в ПРА;
ΣРгр – суммарная мощность всех групп, Вт;
Uл – линейное напряжение, В;
cosφ – коэффициент мощности.
/> А.
Выбираем кабель по условию нагрева [Л1, таб33-18], ВВГ 4х6мм2:
Iдоп = 35А;
35 > 23,83А.
Принимаем щиток типа ОЩВ — 6, и автоматические выключателитипа АЕ.
Определение уставок защиты производится по условию:
Iн.р ≥ К ∙ Iгр, (11.15)
где: Iн.р – ток уставки теплового расцепителя автоматического
выключателя, А;
К – минимально допустимое отношение тока уставки теплового
расцепителя, к рабочему току линии.
К = 1,4;
25 > 1,4 ∙ 17,87 = 25А.
Таблица 11.3 – Параметры щиткаосвещенияТип щита Аппараты защиты и управления Размер щита, мм Примечание На вводе На группах ЩВ-6
Е 2046
на=63А
АЕ 2044
Iна=25А 265х310х125
Комбинированный расцепитель
АЕ 2046
/>/>
/>Рисунок 11.1– Электрическая схема щитка осветительного ОЩВ – 6
/>/>/>/>10.6 Расчет аварийного освещения
Эвакуационное освещениепредназначается для безопасной эвакуации людей из помещений и возможностиориентировки людей в помещениях пря аварийном отключении рабочего освещения.Эвакуационное освещение следует предусматривать в местах, опасных для проходалюдей, в проходных помещениях и на лестницах, служащих для эвакуации людей причисле эвакуируемых более 50 чел.; по основным проходам производственныхпомещений, в которых работает более 50 чел.; в производственных помещениях спостоянно работающими в них людьми, независимо от их числа, где выход людей изпомещения при аварийном отключении рабочего освещения связан с опасностьютравматизма из-за продолжения работы производственного оборудования; впроизводственных помещениях без естественного света.
Выбор мощности и количествасветильников аварийного освещения производится в соответствии с нормами,установленными ПУЭ.
По «шкале освещенности» [Л11] норма освещенности: Е=5 лк.
Требуемый световой поток по (11.7):
/> Лм.
Числосветильников:
/>шт. />
Принимаю к использованию в качествеаварийного освещения 8 светильников рабочего освещения подключенных от второготрансформатора.
Схема и планировка освещения цехапредставлена на плакате 7.
/>/>/>/>/>/>11. Экономическая часть/>/>/>/>/>/>Составление индивидуального перечня работи построение сетевого графика
Сетевой график- это графическоеизображение дипломного проекта, в котором отдельные работы по выполнениюпроекта изображаются стрелками. Для построения сетевого графика необходимосоставить комплекс работ и упорядочить их в логической последовательности свыделением отдельных групп работ, которые могут и должны выполнятсяпараллельно.
Главные элементы сетевого графика-это событие и работа. Действительная работа- это протяженный во временипроцесс, требующий затрат различных ресурсов. Работа изображается стрелкой.Начало и конец стрелки обозначают начало и конец работы соответственно.Событие- это момент завершения какого-либо процесса. Событие изображаетсякружком (рис. 12.1), в котором размещаются номера события j, ранний /> и поздний /> сроки егосвершения и резерв времени />.
/>
Рисунок 12.1- Изображение событий иработ сетевого графика
Время, которое предлагается затратитьна выполнение операции, называется плановой длительностью />, или ожидаемаяпродолжительность работы:
/>, (12.1)
Где: /> /> — соответственно минимальная имаксимальная длительность работы, дн.
Среднеквадратическое отклонение /> продолжительностив двухоценочной методике рассчитывается по формуле:
/>, (12.2)
Дисперсия определяется по формуле:
/>, (12.3)
Перечень работ, параметры ивероятностные характеристики работ сетевого графика представлены в таблице 12.1.
Таблица 12.1 — Перечень работ,параметры и вероятностные характеристики работ сетевого графикаКод работы
/>/>Наименование работы
/>
/>/>/>/>/>/> Среднеквадратичное
Дисперсия, дн2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0,1 Получение задания на проект 5 12 8 1 1 1,2 Подбор технической документации 3 7 5 1 1 1 0,8 0,64 1,6 Анализ вариантов подключения проектируемой подстанции 15 25 19 1 2 2,0 4,00 2,3 Подбор литературы 1 5 3 1 1 0,8 0,64 3,4 Анализ литературы 3 6 4 1 1 0,6 0,36 4,5 Анализ технической документации 3 7 5 1 1 0,8 0,64 5,6 Составление обзора по литературе 1 3 2 1 0,4 0,16 6,7 Изучение условий и режимов сравниваемых вариантов 4 7 5 2 0,6 0,36 6,8 Расчет установившихся режимов 7 14 10 2 1,4 1,96 6,26 Получение задания по релейной защите 1 2 1 1 1 - 0,2 0,04 7,8 Анализ функциональной недостаточности и избыточности вариантов 2 4 3 1 1 0,4 0,16 8,9 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор наилучшего 6 10 8 1 1 0,8 0,64 9, 10 Проверка выбранной сети на техническую допустимость 4 8 6 1 0,8 0,64 9,24 Получение задания на спец. вопрос 2 3 2 1 1 0,2 0,04 10,11 Составление структурной схемы подстанции 2 3 2 1 0,2 0,04 10,12 Сравнение схем РУВН по показателям надежности 8 12 10 2 2 0,8 0,64 11,12 Выбор схем РУВН с учетом требования потребителей 3 4 3 2 0,2 0,04 12,13 Анализ выявленных эффективных технических решений 3 5 4 1 1 0,4 0,16 12,14 Оценка возможности применения оборудования на подстанции 8 14 10 3 1,2 1,44 13,15 Выбор электрооборудования подстанции 15 26 19 2 2 2,2 4,84 14,15 Обоснование выбранного оборудования по техническим условиям 2 4 3 1 0,4 0,16 15,16 Подбор литературы по БЖД 5 7 6 1 2 0,4 0,16 16,17 Анализ литературы по БЖД 3 6 4 1 1 0,6 0,36 16,18 Компоновка подстанции 5 12 8 1 2 1 1,4 1,96 17,21 Разработка мероприятий по БЖД 10 17 13 2 1 1,4 1,96 18,19 Разработка электробезопасности подстанции 10 15 12 1 3 1,0 1,00 19,2 Разработка молниезащиты ОРУ 15 25 19 1 2 1 2,0 4,00 20,21 Разработка освещения ОРУ 12 20 15 1 2 1 1,6 2,56 21,22 Составление перечня работ и составление сетевого графика 7 16 11 2 1 1,8 3,24 22,23 Определение затрат на проект 5 8 6 1 2 0,6 0,36 22,25 Определение параметров сетевого графика 2 3 2 1 0,2 0,04 23,25 Определение дохода проекта 3 5 4 2 1 0,4 0,16 24,27 Разработка спец. вопроса 15 30 21 3 1 3,0 9,00 25,27 Сравнение затрат и доходов 2 4 3 1 1 0,4 0,16 26,27 Разработка релейной защиты 10 15 12 1 2 1 1,0 1,00 27,28 Оформление ПЗ 15 20 17 1 2 1 1,0 1,00
1. Ранний срок начала работы равен раннему сроку свершения ееначального события:
/>, (12.4)
2. Поздний срок начала работы равен разности между позднимсроком свершения ее конечного события и ожидаемой продолжительностью работы:
/>, (12.5)
3. Ранний срок окончания работы равен сумме раннего срокасвершения ее начального события и ожидаемой продолжительностью работы:
/>, (12.6)
4. Поздний срок окончания работы равен позднему срокусвершения ее конечного события:
/>, (12.7)
5. Полный резерв времени работы:
/>, (12.8)
6. Частный резерввремени первого рода:
/>, (12.9)
Частный резерв времени второго рода:
/>, (12.10)
Свободный (независимый) резерв времени работы:
/>, (12.11)
Коэффициент напряженности работы:
/>, (12.12)
Где: /> - продолжительность отрезковмаксимального пути, проходящего через данную работу, не совпадающих скритическим путем;
/> - продолжительностьотрезков критического пути, не совпадающего с максимальным путем, проходящимчерез данную работу.
Параметры событий сетевого графика (в днях) представлены втаблице 12.2.
Таблица 12.2 — Параметры событий сетевого графика№ события Сроки свершения Резерв времени № события Сроки свершения Резерв времени Ранний Поздний Ранний Поздний 15 83 83 1 8 8 16 88 88 2 12,4 13,6 1,2 17 93 130 37 3 15 16 1 18 96 96 4 19 20 1 19 108 108 5 24 25 1 20 127 127 6 27 27 21 142 142 7 32 34 2 22 153 153 8 37 37 23 159 159 9 44 44 24 47 145 98 10 50 50 25 163 163 11 52 56 4 26 28 154 126 12 59 59 27 166 166 13 63 63 28 183 183 14 70 80 10
Параметры работ сетевого графика (в днях) представлены втаблице 12.3. />/>/>/>/>/>/>Таблица 12.3 — Параметры работ сетевого графикаКод работы Ожидаемая продолжительность Сроки начала Сроки окончания Резервы времени ранний поздний ранний поздний полный частный 1 рода частный 2 рода свободный Коэффициент напряженности /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />/>/>/>/>/> Стоимостные показатели сетевого графика
Расчет трудоемкости работ
Целью данного раздела является определение затрат напроведение научно-исследовательских работ (НИР) по проекту.
Для этого необходимо выбрать величину должностных окладовработников по результатам по результатам оплаты труда на предприятии в периодпрохождения преддипломной практики. Для руководителей />руб., для инженеров />руб., для лаборантов />руб.
Определяем коэффициенты приведенной реальной численности всехкатегорий к инженерной путем деления окладов работающих к инженерному:
/>; />; />.
Рассчитаем приведенную численность работников:
/>,
Где: /> — соответственноколичество руководителей, инженеров и лаборантов, занятых в работе ij.
Приведенная трудоемкость работы ij:
/>,
Где: /> — ожидаемаяпродолжительность работы ij,дн.
Суммарная среднедневная стоимость одного инженеро-дня:
/>,
Где: /> — среднедневнаязарплата инженера, руб/инж.-дн;
/> — прочиезатраты на проведение НИР, руб/инж.-дн.
/> руб/инж.-дн.
Здесь />-основная зарплата инженера, руб.;
/> -дополнительная зарплата инженера, руб.;
/>-количество рабочих дней в месяце.
Прочие затраты на проведение НИР сведены в таблицу 12.4.
Таблица 12.4 — Прочие затраты на проведение НИРНаименование Затраты, руб. Основная зарплата 8000 Дополнительная зарплата 800
Отчисление на социальное страхование, Осоц 475,2
Отчисления в пенсионный фонд, Оп 2464
Отчисления на медицинское страхование, Омед 316,8
Отчисления в фонд занятости, Оз 132
Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См 1200
Накладные расходы, Нр 3600
Командировочные расходы, Кр 1200
Контрагентские услуги сторонних организаций, Ку 1600
Стоимость оборудоваия и приборов, Со 3200
Итого прочие затраты на проведение НИР составили 14988 руб.
Суммарная стоимость одного инженеро-дня:
/> руб./инж.-дн.
Сметная стоимость работы ij определяется как произведение приведенной трудоемкостиработы на среднедневную стоимость инженеро-дня:
/>.
/>/>/>/>/>/>Экономическая эффективность
Затраты на сооружение подстанции 110/10 кВ состоят изследующих составляющих:
1. Затраты на сооружение ОРУ 110кВ согласно произведённомурасчёту составляют 16967 тыс. руб.
2. Затраты на сооружение КРУН-10:
/> тыс. руб.,
где С=15,3 тыс. руб.- затраты на сооружение одной ячейки(шкафа) с элегазовым выключателем;;
n=17+2=19 – количество шкафов в КРУН-10.
Общие затраты по подстанции:
/> тыс. руб.
Определим доход от передачи электроэнергии потребителям черезспроектированную линию и подстанцию:
/>,
где /> — стоимостьодного кВт, руб./кВт. месяц;
/>-передаваемая мощность, кВт.
/> тыс.руб./год.
Срок окупаемости вводимых объектов находим как отношениезатрат на сооружение новых объектов (подстанции и линии) к доходу от данныхобъектов за год:
/> года.
Экономический эффект:
/> тыс.руб.
Таким образом, срок окупаемости меньше нормируемого Т=8,33года для энергетики, поэтому есть смысл вводить новые объекты в эксплуатацию.
/>/>/>/>Заключение
Проект системы электроснабженияоборудования для группыцехов «Челябинскоготракторного завода – Уралтрак» выполнен на основании руководящих указаний попроектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты,полученные в ходе работы, полностью удовлетворяют требования ПУЭ, ПТБ, ПЭЭП идругих документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее времяважное практическое значение. Все решения, принимаемые в работе имеют за собойсравнительный анализ и экономически наиболее выгодны. Разделы по безопасностижизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую информацию и расчеты дляспроектированной СЭС./>/>/>
ЛИТЕРАТУРА
1. Правилаустройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополнительное, сизменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 1998 г.
2. Справочник попроектированию электроснабжения. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.:Энергоатомиздат, 1990 – 576 с.
3. Федоров А.А.,Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования поэлектроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. – М.:Энергоатомиздат, 1987. – 368с.: ил.
4. Федоров А.А.,Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник длявузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472 с., ил.
5. Князевский Б.А.,Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. Для студ. Вузов поспец. «Электропривод и автоматизация промышленных установок» — 3-е изд.,перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1986. – 400 с., ил.
6. Справочная книгадля проектирования электрического освещения /Под ред. Г.М. Кнорринга. – Л.:Энергия,1986.
7. Хохлов Ю.И.Компенсированные выпрямители с фильтрацией в коммутирующие конденсаторынечетнократных гармоник токов преобразовательных блоков. – Челябинск: ЧГТУ,1995. – 355 с.
8. Справочник попроектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г.Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991.- 464 с.: ил.
9. Справочник.Заземляющие устройства электроустановок. – М.: ЗАО «Энергосервис», 1998. – 376с.
10. Филатов А.А. Обслуживаниеэлектрических подстанций оперативным персоналом. – М.: Энергоатомиздат, 1990. –304 с.: ил.
11. Каталог на электротехническуюпродукцию. – С-Петербург: ЗАО «Электротехнические машины», 2000 г.
12. Алиев И.И. Справочник поэлектротехнике и электрооборудованию: Учеб. Пособие для вузов. – 2-е изд., доп.– М.: Высшая школа, 2000. – 255 с., ил.
13. Кисаримов Р.А. Справочник электрика.– 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ИП РадиоСофт, 2001. – 512 с.: ил.
14. Алабугин А.А., Алабугина Р.А.Производственный менеджмент в энергетике предприятия: Учебное пособие. –Челябинск: ЮурГУ, 1998. – 70 с.
15. Багиев Г.Л., Златопольский А.Н.Организация, планирование и управление промышленной энергетикой: Учебник длявузов. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 240 с.: ил.