Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината

Титульник.DOC

Министерство образования Республики Беларусь
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра “Электроснабжение”
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГРУППЫ ЦЕХОВ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА КАЛИЙНОГО КОМБИНАТА
Пояснительная записка
ДП.Т.01.01.08.106318.03.ПЗ
Консультант: М.М. Олешкевич
Консультант: В.П. Керного
Консультант: Л.П. Филянович
Консультант: Н.Н. Бобко
Консультант: В.Н. Радкевич
Нормоконтроль: В.Н. Cацукевич
проекта: М.М. Олешкевич

7.Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактив.doc

7.ВЫБОР ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РАСЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Выбор средств компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВ×А и более производится в соответствии с РТМ 36.18.32.6-92 ” Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения”.
В качестве источников реактивной мощности на промышленных предприятиях используются в первую очередь батареи статических конденсаторов напряжением 6 10кВ. Учитывается также реактивная мощность которую можно получать из энергосистемы. Ограничения применения батареи высоковольтных конденсаторов (БВК) при соответствующем обосновании применяются на предприятиях с непрерывным режимом работы и объясняются трудностями осуществления частой коммутации емкостных нагрузок.
Расчет компенсации реактивной мощности выполняется несколько этапов. Первоначально предприятие состоящее из отдельных зданий может быть разбито на несколько технологически концентрированных групп цеховых трансформаторов одинаковой единичной мощности. В пределах каждой группы все трансформаторы должны иметь одинаковый коэффициент загрузки и один вид компенсирующих устройств. Предварительно необходимо определить расчетные нагрузки трансформаторов учитывая предельные возможности передачи мощности по линиям до 1кВ.
Для каждой группы трансформаторов принимается единичная номинальная мощность и коэффициент загрузки после чего определяется минимальное число трансформаторов. Затем производится расчет установленной мощности батарей низковольтных конденсаторов (БНК) в сетях до 1кВ каждого цехового трансформатора а также для предприятия в целом. После этого уточняется активная и реактивная нагрузки предприятия с учетом потерь мощности в трансформаторах и вычисляется экономическое значение реактивной мощности потребляемой из энергосистемы.
Анализ баланса реактивной мощности на границе раздела предприятия и энергосистемы определяет дальнейший порядок расчетов.
При выполнении технико-экономических расчетов в качестве базовых приняты стоимостные показатели установленные для РБ прейскурантом N 09-01”Тарифы на электрическую и тепловую энергию”.
Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число необходимое для питания расчётной активной нагрузки по выражению
где Ррн – расчётная активная нагрузка до 1кВт данной группы трансформаторов кВт;
Sт – единичная мощность цеховых трансформаторов принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки кВА;
т – коэффициент активной нагрузки трансформаторов определяемый в зависимости от категории электроприёмников по надёжности электроснабжения который принимается для группы основных цехов равным т =07 и Sт=630÷1000кВА а для РМЦ – т =09 и Sт=100кВА;
n – добавка до ближайшего целого числа.
Экономически целесообразное число трансформаторов находят по выражению
где m – дополнительное число трансформаторов соответствующее минимуму приведенных затрат.
При отсутствии достоверных стоимостных показателей по передаче реактивной мощности допускается дополнительное число трансформаторов находить по [2] рисунку 6.1 в зависимости от Nт min и N.
При числе трансформаторов Nт3 их мощность определяется по выражению
В этом случае Nтэ=Nт.
Произведем выбор трансформаторов для отдельных цехов. Выбор покажем на примере главного корпуса СОФ. По формуле (7.1) определим минимальное число трансформаторов:
Согласно [2] рисунку 6.1 m=0.
Следовательно Nтэ=5 шт.
По [3] таблица 17.73 принимаем к установке пять силовых трансформаторов единичной мощности Sт=1000 кВ×А. Устанавливаем трансформаторы типа ТМЗ. Следовательно 5xТМЗ-100010.
Аналогично произведём расчёт трансформаторов для всех остальных цехов завода и результаты сведём в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Количество и каталожные данные трансформа-торов цеховых ТП
Номинальная единичная мощность кВ×А
Ток холостого хода %
Сушильно-фильтровальный корпус
Главный корпус СОФ РМЦ
Отделение грануляции
Наибольшее значение реактивной мощности которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов т определяется по следующему выражению квар
где коэффициент 11 учитывает допустимую систематическую перегрузку масляного трансформатора.
Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов
где Qрн – расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов квар.
Если Qнк10 то следует принять Qнк1=0.
Величина Qнк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора.
Для примера произведём расчёт по (7.4) (7.5) для цеха дробления.
По (7.4) значение реактивной мощности которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ равно
Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов по (7.5)
По [1] таблице 5.1 выбираем комплектные конденсаторные установки на напряжение 038 кВ для силовых сетей 2×УКТ 04-150-50УЗ с мощностью QБНК=300 квар.
Аналогично произведём расчёты для остальных цехов проектируемого завода и результаты сведём в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Расчёт низковольтных конденсаторных батарей
Мощность ступени квар и число ступеней шт.
Рассчитаем экономическое значение реактивной мощности потребляемой из энергосистемы.
Математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя
где о – коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию о=09;
Рр Qр – расчётная активная и реактивная мощность предприятия (с учётом потерь в трансформаторах).
Потери активной мощности в трансформаторе кВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе квар
Экономически целесообразное значение РМ потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы определяется по выражению квар
В расчётах компенсации как правило определяется нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению
a – основная ставка тарифа на активную мощность руб.кВт·год;
b – дополнительная ставка тарифа на активную мощность руб.кВт·ч;
tgφб – базовый коэффициент РМ принимаемый равным 025; 03 и 04 для сетей 6 20кВ присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35110 и 220 330кВ.
К1 – коэффициент отражающий изменение цен на конденсаторные установки.
Величина К1 может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw (по сравнению со значениями а=60 руб.кВт·год и b=18 копкВт·ч установленными для Беларуси прейскурантом №09-01 введённым в действие с 1.01.91г) который определяется по формуле
где Кw1 и Кw2 – коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а=60 рубкВт·год и b=18 копкВт·ч соответственно) т.е.
Tmax – число часов использования максимальной нагрузки предприятия которое принимается для горнорудной промышленности принимаем равным Tmax=5000 ч.
Определим потери в трансформаторах ТП-1 (цех дробления).
По (7.9) коэффициент загрузки трансформатора
Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цеховых трансформаторов комбината и результаты сведём в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 – Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах
Коэффициент загрузки трансформатора bт
Потери активной мощности Рт кВт
По (7.13) определим коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию
По (7.12) нормативное значение экономического коэффициента РМ
По (7.6) и (7.7) математическое ожидание активной расчетной и реактивной нагрузки потребителя
По (7.11) экономически целесообразное значение РМ квар
Произведём анализ баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой.
Т.к. Q=0 то выбор средств компенсации РМ следует считать законченным.
Принимаем к установке в цехах на ТП установку БНК суммарной мощностью SQБНК=3382 квар.
Таблица 7.4 – Каталожные данные выбранных низковольтных конденсаторных батарей
Тип КУ по [1] табл.5.1
Конденсаторные установки должны иметь защиту от токов КЗ действующую на отключение без выдержки времени. Такая защита осуществляется автоматами с электромагнитным расцепителем.
Номинальный ток БНК определяется по формуле:
Выбор осуществляется с учётом следующего условия
Покажем пример выбора автомата для защиты батареи типа УКМ 04-402-67УЗ.
По таблице П14 [1] выбираем автомат ВА53-41; IНР=1000 А; к =2 ( IУ =2×IНР =2×1000 = 2000 А ).
Для остальных типов конденсаторных батарей выбор аналогичен результаты выбора в таблице 7.5.
Таблица 7.6 – Выбор защиты конденсаторных установок
Технические данные автоматов
Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности
Установка конденсаторных батарей снижает потери электрической энергии в сетях при этом экономия полученная за счет этих потерь может покрыть затраты на установку конденсаторных установок а также получить некоторый экономический эффект DЗ. По величине экономического эффекта и времени окупаемости конденсаторных установок можем судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.
Экономический эффект определяется разностью приведенных затрат
где З1 – приведенные затраты до установки конденсаторных установок тыс.руб.;
З2 – приведенные затраты после их установки тыс.руб.
В приведенных затратах также учитываются сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.
З2=Ен×Кку+Ику+И2пот (7.29)
где И1пот и И2пот – соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации имеющие место в электрических сетях предприятия и энергосистемы тыс.руб.;
Кку– стоимость установленных конденсаторных установок тыс.руб.;
Ику – издержки на эксплуатации конденсаторных установок тыс.руб.
Издержки на конденсаторные установки включают в себя
Ику=Иам ку+Иэкс ку +Ипот ку. (7.30)
где Иам ку – амортизационные отчисления на конденсаторные установки;
Иэкс ку – эксплуатационные расходы;
Ипот ку – стоимость потерь электроэнергии в конденсаторных установках принимаем удельные потери в конденсаторах 0004 кВтквар.
Срок окупаемости КУ:
где U2 – суммарные издержки после компенсации.
Определим капиталовложения в БНК:
Цкуi – стоимость БНК тыс.руб.
Согласно (7.32) по [19] определим капвложения в БНК:
Определим амортизационные отчисления на средства компенсации:
где – норма амортизационных отчислений %. = 44 %
Определим эксплутационные издержки средств компенсации:
где – норма эксплуатационных расходов % которая принимается = 3 %.
Определим стоимость потерь электроэнергии в БНК:
где СР – средний тариф на электроэнергию;
ЭКУ – потери энергии в БНК;
bср – средний тариф платы за 1 кВт×ч руб.кВт×год определяемая по (9.10).
Потери активной энергии в конденсаторной установке кВт×ч
где – фактическая мощность КУ квар;
– удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов принимаемые для БНК до 1 кВ ру=0004 кВтквар;
– число часов работы (включения) КУ за год ч которое принимаем равным = 5000 ч.
Тогда стоимость потерь по (7.35):
Стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях определяем по выражению:
где Э - суммарные потери энергии в кабельных линиях и трансформаторах.
Суммарные потери электроэнергии в рассматриваемом варианте кВт×ч
где – потери активной энергии в
– потери активной энергии в k-й кабельной линии кВт×ч.
n – число трансформаторов шт.
Потери энергии в одном трансформаторе определяем по формуле
где ТВ – число часов включения трансформатора в году ч которое принимаем равным ТВ=5000 ч;
t – время максимальных потерь ч определяемое по формуле (9.12).
Коэффициент загрузки трансформаторов до установки БНК определяем по формуле:
где – полная расчетная нагрузка группы без установки БНК кВА.
Произведем расчет потерь мощности в трансформаторах до установки БНК. Для ТП-1 по (7.40) получаем:
Для ТП-1 по (7.39) получаем:
Для остальных трансформаторов расчет аналогичен. Результаты заносим в таблицу 7.6.
Таблица 7.6 – Потери энергии в трансформаторах до установки БНК
Потери активной энергии
Потери мощности в кабельных линиях определяем по формуле:
где UН – номинальное напряжение линии кВ;
ro – удельное активное сопротивление 1 км линии Омкм;
Покажем расчет потерь мощности в линии ГПП – ТП1:
До установки БНК по (7.41) имеем:
После установки БНК получаем:
Расчеты потерь мощности для остальных линий аналогичны их результаты сведены в таблицу 7.7.
Таблица 7.7 – Потери мощности в кабельных линиях до и после установки БНК
Количество кабелей n
Рассчитаем потери мощности в трансформаторах ГПП. На ГПП установлены два трансформатора ТРДН-4000010 UВН=105 кВ Uk=105% Sн=40МВ×А Рх=34 кВт Рк=170 кВт Iх=055 %.
Определим полную расчетную нагрузку ГПП по выражению:
где nТ – число трансформаторов на ГПП шт.
Активную нагрузку ГПП определяем по формуле:
где cos φ – коэффициент мощности принимаем cos φ = 09.
Реактивную нагрузку ГПП находим по формуле:
Полная расчетная нагрузка ГПП до установки компенсирующих устройств:
Полная расчетная нагрузка ГПП после установки БНК:
Коэффициенты загрузки трансформаторов на ГПП до и после установки БНК соответственно:
Потери мощности в трансформаторах ГПП до установки БНК по (7.8) (7.10):
Потери мощности в трансформаторах ГПП после установки БНК по (7.8) (7.10):
Найдем расчетный ток воздушной линии питающей трансформатор ГПП:
По [14] выбираем провод марки АС-24032 с r0=012 Омкм. Длина линии l = 30 км.
Полная мощность передаваемая по воздушной линии до установки БНК:
Полная мощность передаваемая по воздушной линии после установки БНК:
Потери мощности в воздушной линии до установки БНК определяем по формуле (7.41)
после установки БНК:
Определим потери энергии до установки БНК по формуле (7.38)
Определим потери энергии после установки БНК по формуле (7.38):
Экономия потерь за счет установки КУ
Стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации соответственно определяем по формуле (7.37):
Приведенные затраты до установки БНК по формуле (7.28):
Приведенные затраты после установки БНК по формуле (7.29):
Экономический эффект получаемый от установки БНК находим по формуле(7.27)
Срок окупаемости БНК определим по формуле (7.31):
Таким образом батареи низковольтных конденсаторов установленные на трансформаторных подстанциях завода резинотехнических изделий окупят себя за 442 года и обеспечат экономический эффект 9850406 тыс.руб.

14.Электрические измерения учёт и экономия электроэнергии.doc

14.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ УЧЕТ И ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В системе электроснабжения промышленного предприятия следует измерять текущие значения величин тока напряжения и мощности характеризующие режимы работы как самой системы так и её элементов а также осуществлять учёт потребляемой и вырабатываемой электроэнергии.
Амперметры устанавливаются в цепях в которых необходим контроль тока (вводы ГПП и РП трансформаторы отходящие линии перемычки между секциями сборных шин конденсаторные установки некоторые электроприёмники). Как правило измеряется ток одной фазы. Измерение тока каждой фазы выполняется при неравномерной нагрузке фаз в цепях дуговых электропечей а также мощных комплектных конденсаторных установок что позволяет заменить отключение части конденсаторов при перегорании предохранителей.
Напряжение измеряется на каждой секции сборных шин ГПП РП и ТП. На понижающих подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения если установка трансформатора напряжения на первичной стороне не требуется для других целей. В трёхфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью (напряжением 6 35кВ) вольтметры используются также для контроля изоляции. Для этой цели применяются три вольтметра (или один вольтметр с переключателем) включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа НТМИ присоединённый к секции РП или ГПП.
Измерение мощности выполняется в цепях понижающих трансформаторов ГПП. При напряжении первичной стороны 110кВ измеряется только активная мощность. В цепях двух обмоточных трансформаторов измерение производится со стороны низшего напряжения трёхобмоточных – со стороны среднего и низшего напряжения.
Учёт электроэнергии на помыленных предприятиях подразделяется на расчётный (коммерческий) и технический (контрольный).
Расчётный учёт электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчётов за выработанную а также отпущенную потребителям электроэнергию. Основные положения по организации и осуществлению расчётного учёта на предприятиях заключается в следующем:
)расчётные счётчики активной и реактивной энергии рекомендуется устанавливать на границе раздела (на балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и предприятия;
)счётчики реактивной энергии устанавливаются на тех же элементах схемы что и счётчики активной энергии;
)учёт электроэнергии трёхфазного тока должен производиться с помощью трёхфазных счётчиков;
)если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной энергии в сеть энергосистемы необходимо установить два счётчика реактивной энергии со стопорами в других случаях должен устанавливаться один счётчик реактивной энергии со стопором;
)счётчик активной энергии должен иметь класс точности не ниже 02; класс точности счётчика реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже класса точности счётчик активной энергии;
)для предприятия рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по двухставочному тарифу (с оплатой как максимальной нагрузки так и потреблённой электроэнергии) следует предусматривать установку счётчика с указанием максимума нагрузки при наличии одного пункта учёта при двух и более пунктах – применение автоматизированных систем учёта электроэнергии.
На моём предприятии я устанавливаю информационно-измерительную систему многоуровневого энергоконтроля (СИМЭК) предназначенную для построения иерархических сетей учёта выработки распределения и потребления электрической энергии в энергосистемах и СЭС энергоёмких потребителей. СИМЭК позволяет организовать многоуровневую территориальную распределительную сеть сбора информации об энергопотреблении. При этом возможна передача на верхний уровень любых параметров нижнего уровня. С верхнего уровня на нижний передаются лимиты мощности и энергии границы временных зон команды на отключение потребителей ставки тарифов значений времени.
Система учёта имеет ретроспективные возможности сохраняя данные по максимальным нагрузкам за последние 14 суток получасовым расходам энергии по восьми группам за предыдущие 7 суток по расходу энергии в целом и по четырём суточным зонам за расчётный период и др.
Система состоит из устройства обработки информации к которому возможно подключение удалённых ПЭВМ ЭВМ и видеотерминалов различных уровней систем учёта и контроля УСД устройства отображения информации и пульта управления. СИМЭК позволяет обрабатывать до 256 импульсов каналов.
Сведём в таблицу 14.1 совокупность используемых щитовых электроизмерительных приборов учёта параметров потребляемой электрической энергии.
Таблица 14.1 - Щитовые электроизмерительные прибора
Потребляемая мощность катушки В·А(Вт)
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Мероприятия по экономии электроэнергии на промышленных предприятиях можно разделить на конструктивные и эксплуатационные. К первым относятся мероприятия требующие дополнительных капвложений связанных с применением нового энергоэффективного оборудования и регулирующих устройств установкой дополнительных средств компенсации реактивной мощности и т.п. Ко вторым – малозатратные мероприятия для осуществления которых не требуется существенных материальных и денежных затрат: своевременное отключение малозагруженных трансформаторов установление рациональных режимов работы линий трансформаторов и высоковольтных двигателей.

2.Характеристика потребителей электрической энергии завода.doc

2.ХАРРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРЕДПРИЯТИЯ
Приёмники электрической энергии – аппараты агрегаты механизмы предназначенные для преобразования электрической энергии в другой вид энергии а потребитель – электроприёмник или группа электроприёмников объединенных технологическим процессом и размещающихся на определённой территории.
Потребители электрической энергии установленные на калийном комбинате характеризуются рядом показателей к которым относятся режим работы номинальная (установленная) мощность напряжение род тока и его частота категория по надёжности электроснабжения удельный расход электрической энергии и стабильность расположения оборудования.
Разберём подробнее вышеперечисленные характеристики потребителей электрической энергии.
Номинальная (установленная) мощность – это главный показатель потребителей электрической энергии. Для двигателя – это мощность на валу указанная в паспорте. Номинальная мощность сварочных установок равна мощности питающих трансформаторов. Номинальная мощность электродвигателей повторно-кратковременного режима работы (краны подъемники и т.п.) определяется по формуле
где Рп - паспортная мощность электродвигателя;
ПВп - продолжительность включения в относительных единицах.
На проектируемом производстве номинальная мощность электродвигателей находится в пределах от 055(наждак) кВт до 400 кВт (дробилки вакуум-фильтры).
По роду тока различают электроприёмники работающие:
от сети переменного тока нормальной промышленной частоты 50 Гц;
от сети переменного тока пониженной и повышенной частоты;
от сети постоянного тока.
Питание большинства электроприёмников осуществляется от сети переменного 3-х фазного тока нормальной промышленной частоты 50 Гц. Электроприёмники постоянного тока получают питание от преобразователей переменного тока в постоянный.
По напряжению приёмники электрической энергии классифицируют на две группы:
приёмники электрической энергии которые могут получать питание непосредственно от сети 10 кВ;
электроприёмники питание которых экономически целесообразно на напряжение 380 – 660 В.
Продолжительный режим (S1) – режим который продолжается длительное время в течение которого превышение температуры над окружающей средой достигает установившегося значения. В этом режиме работают при неизменной нагрузке дробилки вакуум-фильтры конвейера вальц-прессы и др.;
Кратковременный режим работы (S2) – состоящий из рабочих периодов и периодов отключения. Рабочие периоды не длительны и температура частей электрической машины не достигает установившегося значения а период отключения достаточен для того чтобы температура машины стала равной температуре окружающей среды. В этом режиме работает вспомогательные двигатели некоторых производственных агрегатов;
Повторно-кратковременный режим (S3) – состоящий из рабочих периодов и периодов пауз причём длительность рабочих периодов не достаточна для того чтобы температура электрической машины достигла установившегося значения а длительность пауз не достаточна велика чтобы температура машины достигла температуры окружающей среды. В этом режиме работает сварочное подъёмно-транспортное оборудование нагревательные установки а также вспомогательные двигатели некоторых производственных агрегатов;
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на три категории:
Электроприемники первой категории – электроприемники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству повреждение дорогостоящего основного оборудования массовый брак продукции расстройство сложного технологического процесса нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. К этой группе можно отнести: аварийное освещение основное технологическое оборудование и т.д. установки аварийного электрического освещения в больших цехах. Перерыв электроснабжения может повлечь опасность для жизни людей при их эвакуации из помещений;
Электроприемники второй категории – электроприемники перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта. К этой группе можно отнести оборудование вспомогательных цехов а также подъемно-транспортные устройства всех крупных цехов перерыв в электроснабжении которых может повлечь массовый простой промышленного транспорта и массовый недоотпуск продукции;
Электроприемники третьей категории – все остальные электроприемники не подходящие под определения первой и второй категории. Это вспомогательные и подсобные производства такие как: бытовые складские и вспомогательные помещения.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников но среди электроприемников проектируемых цехов таких нет.
Все электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания с устройством автоматического включения резерва. Перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Все электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более одних суток допускается питание электроприемников второй категории от одного трансформатора. Допускается также питание электроприемников по одной кабельной линии состоящей не менее чем из двух кабелей присоединенных к одному общему аппарату.
Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии что перерывы электроснабжения необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента электроснабжения не превышают одних суток.

15.Технико-экономические расчёты.doc

15.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
1 Организация и управление энергохозяйством
На калийном комбинате применяется централизованное построение энергоремонтной службы.
При централизованной организации ремонтно-эксплуатационной службы повышена ответственность отдела главного энергетика и энергоцеха за состояние цехового электрооборудования и электрических сетей. При этом обеспечивается более квалифицированная работа ремонтно-эксплуатационных участков повышается контроль над состоянием электрических сетей и оборудования их эксплуатацией а также качеством выполненных ремонтных работ и использованием рабочей силы.
По таблице 3.1 [18] определим категорию энергохозяйства завода резинотехнических изделий которую с некоторым приближением по общей расчетной активной мощности Р=4265 МВт можно отнести ко второй категории.
На рисунке 15.1 приведена общая схема организационной структуры отдела главного энергетика (ОГЭ).
Во главе энергетического хозяйства стоит главный энергетик основные функции которого:
непосредственное административное техническое экономическое и безопасное руководство энергоцехами;
техническое и методическое руководство службами цеховых энергетиков;
надзор за правильной эксплуатацией электрооборудования и сетей с соблюдением правил технической эксплуатации и техники безопасности; проведение ремонтов;
нормирование энергопотребления и рациональное использование энергетических ресурсов.
В своей работе он руководствуется законодательством постановлениями правительства приказами и указами министерства приказами главного инженера и директора правил техники эксплуатации и пожарной безопасности.
Рисунок 15.1 – Схема организационной структуры ОГЭ
Штат ОГЭ включает в себя:
главный энергетик – 1 человек;
бюро планирования экономика и ППР – 1 человек;
проектно-конструкторское бюро – 1 человек;
теплосантехническое бюро – 1 человек;
вентиляционное бюро – 1 человек.
Итого инженерно-технических работников – 5 человек служащие отсутствуют общий штат ОГЭ- 5 человек. Штат ИТР лабораторий ОГЭ отсутствует.
В функции бюро планирования экономики и ППР входят:
учет энергетического оборудования и сетей состоящих на балансе предприятия и находящихся в эксплуатации на складах и в движении на предприятии; выдача разрешения на перемещение оборудования; разработка и внедрение классификаторов оборудования и сетей;
оформление ввода в эксплуатацию и списание в установленном порядке энергетического оборудования и сетей; разработка и конкретизация отдельных нормативов системы ППР применительно к условиям предприятия;
ведение ремонтной картотеки;
составление годовых сезонных и ежемесячных планов ППР энергетического оборудования и сетей.
Основной задачей проектно-конструкторского бюро является техническое обеспечение эксплуатации ремонтных и монтажных работ ведущихся энергетическим цехом. В этих целях бюро выполняет следующие функции:
составление и корректировка исполнительных чертежей схем и кабельных журналов на все эксплуатируемые электросети и установки;
разработка и внедрение единой по предприятию системы нумерации сетей сетевых устройств технической документации;
обеспечение эксплуатационных и ремонтных участков принципиальными развернутыми и монтажными схемами на электрооборудование.
Теплосантехническое бюро выполняет те же функции что и проектно-конструкторское бюро но для теплового и сантехнического хозяйства предприятия. Оно помимо проектно-конструкторских функций несёт функции инспекторского контроля а также функции наладки соответствующего оборудования и сетей.
Вентиляционное бюро несёт функции аналогичные функциям теплосантехнического бюро но для вентиляционного хозяйства предприятия.
Диспетчерское управление энергохозяйством является одной из важных форм оперативного вмешательства в выполнение сменно-суточных заданий на отдельном рабочем месте участке и предприятия в целом.
Схема оперативно-диспетчерского управления энергохозяйством представлена на рисунке 15.2.
Рисунок 15.2 – Схема оперативно-диспетчерского управления в энергохозяйстве
Диспетчирование в энергохозяйстве заключается в осуществлении непрерывного контроля и координировании работы отдельных элементов схемы электроснабжения теплоснабжения неполадок возникающих в процессе эксплуатации.
В функции диспетчерской службы входят:
систематический контроль и обеспечение ритмичности выполнения производственной программы по количеству ассортименту дате выпуска продукции;
координация работы производственных цехов и решение текущих вопросов по выпуску продукции;
предупреждение и оперативное устранение аварий.
Дежурный энергетик в оперативном отношении подчинен дежурному диспетчеру завода административно и технически – главному энергетику а по линии управления электрическими и тепловыми сетями связывающими предприятие с энергосистемой – диспетчеру электрических сетей и диспетчеру тепловых сетей.
В соответствии с производственными инструкциями дежурный энергетик руководит переключениями в заводских сетях осуществляет контроль за запуском электрооборудования выводит на ремонт электрооборудование. В аварийных ситуациях руководит операциями по ликвидации авариями с вызовом персонала и руководства.
2 Планирование ремонтных работ и технического обслуживания в проектируемом цехе
Для текущего ремонта электрооборудования проектируемого участка цеха разрабатываем годовой план-график планово-предупредительного ремонта (ППР).
Годовая трудоемкость ремонта и техобслуживания по цеху
где – годовая трудоемкость капитального ремонта чел×ч;
– годовая трудоемкость текущего ремонта чел×ч;
– годовая трудоемкость техобслуживания чел×ч.
Годовую трудоемкость капитального ремонта определяем по выражению
где – плановая трудоемкость капитального ремонта чел×ч;
Тпл – плановая продолжительность ремонтного цикла год.
Годовая трудоемкость текущего ремонта вычисляется как
где – плановая трудоёмкость текущего ремонта;
– плановое количество текущих ремонтов в год рассматриваемой единицы оборудования определяемое как
где tпл – плановая продолжительность межремонтного периода мес.;
Годовая трудоёмкость техобслуживания
где Ксм – сменность работы рассматриваемой единицы оборудования.
Для обеспечения расчетов по станочному подъемно-транспортному и другому технологическому оборудованию используем имеющиеся нормативы ремонтосложности В согласно [20] с последующим переводом полученной трудоемкости в принятую систему ППР [19].
Для текущих ремонтов в этом случае трудоёмкость можно определить как
где число 40 представляет норму трудоемкости (чел×ч) приходящуюся на одну ремонтную единицу;
число 19 – переводной коэффициент.
Аналогично для капитальных ремонтов
где число 15 представляет норму трудоемкости (чел×ч) приходящуюся на одну ремонтную единицу;
число 06 - переводной коэффициент.
Плановые продолжительности ремонтного цикла Тпл и межремонтного периода tпл определяются по выражениям
Тпл=Ттабл×bк×bр×bu×bо×bс; (15.8)
tпл=tтабл×bк×bр×bu×bо×bс; (15.9)
где bк – коэффициент учитывающий коллекторность машины. Т.к. в рассматриваемом цехе коллекторные машины не применяются поэтому bк=1;
bu – поправочный коэффициент использования зависящий от фактического и табличного коэффициентов использования;
bр – коэффициент сменности определяемый как
bо – коэффициент показывающий что оборудование относится к основному;
bс – коэффициент учитывающий относится ли оборудование к стационарному для стационарных установок bс=1 или к передвижному – bс=06.
Рассчитанные продолжительности ремонтных циклов и межремонтных периодов по каждому виду электрооборудования необходимо округлять до целых величин лет и месяцев чтобы вторая величине была кратна первой.
Приведем пример расчета трудоемкостей для установленного в проектируемом цехе токарно-винторезного станка (модель 1М660 номер по плану 40 КuФАКТ=014).
По литературе [10] определяем ремонтосложность для данного типа станка ВЕРС=90. Трудоемкость текущего ремонта по (15.6) . Для капитального ремонта по (15.7) .
Поскольку рассматриваемый участок работает по двухсменному режиму то по (15.10) bр=22=1.
Оборудование расположено в сухом помещении тогда Тпл=12 лет tпл=12 мес. и табличный коэффициент использования КИ(ТАБЛ)=025 а отношение фактического к табличному 014025=056 тогда коэффициент bu=1252.
Станки РМЦ относим к неосновному оборудованию значит bо =1.
Подставляем все значения в (15.8) и (15.9) и получаем и . По расчетным величинам принимаем Тпл=15 лет и tпл=15 месяцев. По (15.4).
Согласно (15.2) (15.3) и (15.5) годовая трудоемкость
Аналогичным образом проводим расчет остального станочного оборудования и результаты сносим в таблицу 15.1.
Заполнение граф месяцев годового план графика планово-предупредительного ремонта делаем таким образом чтобы суммарные помесячные трудоемкости между собой различались незначительно для равномерной загрузки ремонтных рабочих.
План график ППР приводим в таблице 15.2.
Годовая трудоемкость ремонта и техобслуживания по проектируемому цеху по (15.1)
Qгод =5613+510116+1346476=1912722 (чел×ч).
3 Планирование численности рабочих и фонда заработной платы
Определим явочную численность ремонтных рабочих Чяв по выражению
где Фпол – годовой полезный фонд рабочего времени одного рабочего Фпол=1836 ч;
g – коэффициент перевыполнения норм который принимаем равным в пределах g=10511.
Среднесписочная численность
Чсрсп= Чяв×Кс;(15.12)
где Кс – коэффициент среднесписочного состава который равен
По (15.12) Чср.сп=879×113=993 чел.
Принимаем Чср.сп=10 человек.
Оплату труда ремонтных рабочих будем осуществлять по повременно-премиальной системе. Тогда фонд годовой их заработной платы с учетом процентов премиальной надбавки и социального страхования составит
где Sт – месячная тарифная ставка рабочего четвертого (среднего) разряда на июнь 2003 года составляла Sт =59350 тыс.руб.;
Кпр – коэффициент премиальной надбавки 40%;
Ксс – коэффициент социального страхования 35%.
4 Технико-экономические показатели
Годовое потребление электроэнергии W на заводе находится по формулам
W=Wсил+Wосв+DW(15.14)
Wсил=Рсил×Тмакс (15.15)
Wосв=кс×Росв×Тосв(15.16)
где Wсил – энергия потребления силовой нагрузкой предприятия тыс. кВт×ч;
Wосв – энергия на освещение тыс. кВт×ч;
DW – годовая величина потерь электроэнергии в общезаводских сетях (после компенсации) тыс. кВт×ч;
Тосв – число часов использования в году максимума осветительной нагрузки для предприятия работающего в три смены Тосв=4000 чгод;
Росв – мощность осветительных приборов кВт;
Рсил – максимальная активная нагрузка силовых электроприемников кВт;
Кс – коэффициент спроса принимаемый 085095.
По рассчитанным ранее значениям мощности и потерь электроэнергии для завода в целом используя формулы (15.14) (15.15) и (15.16) имеем
Wсил= ×5000=211443 тыс.кВт×ч;
Wосв=095×83698×4000=318052 тыс.кВт×ч;
DW= тыс. кВт×ч ( из раздела девять пояснительной записки).
Тогда сумма W =211443+318052+449036=2477386 тыс.кВт×ч.
Максимальное значение потребляемой активной мощности определяется как
Рмакс= W Tмакс; (15.17)
По (15.17) Рмакс=2477386 5000=495477 кВт.
Стоимость полезного кВт×ч Спол находится по выражению
где Пэл – плата за электрическую энергию тыс. руб;
коэффициент 11 учитывает накладные цеховые и общезаводские расходы в размере 10% от Иэкс;
Wпол – полезное потребление электроэнергии предприятием кВт.ч определяется по формуле
Плата за электрическую энергию определяется как
Пэл=а×Рмакс+b×W; (15.20)
Подставляем известные величины в (15.20)
Пэл=100000×495477+70×2477386×103=222964 млн. руб.
По (15.19) определяем полезное потребление электроэнергии
Wпол=2477386-44904= 2432482 тыс. кВт×ч.
Тогда стоимость полезного кВт×ч по (15.18)
Расчеты некоторых других технико-экономических показателей произведены в предыдущих пунктах пояснительной записки. Результаты сводим в таблицу 15.3.
Таблица 15.3 – Технико-экономические показатели
Наименование показателей
Суммарная мощность цеховых трансформаторов
Максимальная мощность потребля-емая группой цехов основного производствакалийного комбината
Время использования максимума нагрузки
Годовое потребление энергии
Потери электроэнергии (после компенсации)
Мощность КУ на напряжении 04 кВ
Стоимость основных фондов
Амортизационные отчисления
Расходы на эксплуатацию
Стоимость потребленной электроэнергии
Стоимость потерь электроэнергии
Экономия потерь за счет установки КУ
Стоимость полезного кВт×ч энергии
Годовой экономический эффект КУ
Приведенные затраты выбранного варианта электроснабжения.
Годовая трудоёмкость ремонтов и техобслуживания по участку цеха
Численность ремонтного персонала
Фонд зарплаты ремонтного персонала

1.Краткое описание тех процесса1.doc

1.КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕССКОГО ПРОЦЕССА
Процесс обогащения сильвинита состоит из следующих стадий:
1.Дробление сильвинитовой руды с предварительным грохочением.
2.Главный корпус сгущение:
2.1.Измельчение дробленной руды с предварительной и поверочной классификацией.
2.2.Обесшламливание питания сильвиновой флотации.
2.3.Сильвиновая флотация.
2.4.Классификация и обезвоживание галитовых отходов сильвиновой флотации.
2.5.Сгущение шламовых отходов производства.
3.Классификация обезвоживание и сушка сильвинового концентрата.
4.Гранулирование мелкого хлористого калия и облагораживание гранул.
5.Складирование и отгрузка готовой продукции.
6.Удаление и складирование галитовых хвостов и шламовых отходов.
Дробление сильвинитовой руды с предварительным грохочением.
Назначение данной операции – подготовка исходной руды ( сильвинита ) к операции мокрого измельчения.
Фракция более 10 мм не должна превышать 10%.
Дробление руды производится в молотковых дробилках.
Дробленый продукт поступает на склад руды и в главный корпус на измельчение. В операторной отделения дробления выполнена световая сигнализация о работе основного технологического оборудования. Конвейерный транспорт грохоты дробилки кратцер-краны сблокированы. При остановке механизма все предыдущее оборудование в технологической цепи автоматически останавливается.
Главный корпус сгущение.
Измельчение дробленной руды с предварительной и поверочной классификацией.
Руда из бункеров главного корпуса ленточными питателями подается в приемные короба дуговых сит на предварительную классификацию. Для обеспечения мокрой классификации в разгрузочные течки ленточных питателей подается маточник. Предварительная классификация осуществляется по классу 10 мм на дуговых ситах с размером щели 20 мм. Подрешетный продукт предварительной классификации самотеком поступает в зумпфы обесшламливания надрешетный продукт поступает на измельчение в стержневые мельницы. В качестве дробящих тел используются стальные стержни диаметром 60-90 мм. Слив стержневых мельниц самотеком поступает в зумпфы слива мельниц откуда насосами перекачивается на поверочную классификацию по классу 10 мм осуществляемую на дуговых ситах с размером щели 20 мм. Поверочная классификация в замкнутом цикле с измельчением ведется при плотности. Для разбавления слива мельниц используются промпродукты II-III-ей перечисток которые поступают в зумпфы слива мельниц.
Подрешетный продукт поверочной классификации самотеком поступает в зумпф для перекачивания на 1 стадию обесшламливания.
Надрешетный продукт поверочной классификации являющейся циркуляционной нагрузкой самотеком поступает на доизмельчение в мельницу.
Обесшламливание питания сильвиновой флотации.
Обесшламливание – процесс вывода из суспензии руда (сильвинит) – маточник – нерастворимого остатка (глины шламов).
Сильвинитовая флотация – это процесс когда при определенных условиях (измельчении сильвинита подачи специально подобранных реагентов происходит разделение на два минерала: а)сильвин(KCl) б)галит(NaCl).
Целью механического и флотационного обесшламливания является снижение массовой доли нерастворимого остатка (Н.О.) в суспензии поступающей на флотацию.
Технологическая схема обесшламливания пятистадийная. Питание I стадии обесшламливания состоящее из подрешетных продуктов предварительной и поверочной классификации насосами подается в гидроциклоны. Пески гидроциклонов первой стадии обесшламливания самотеком поступают в машины пенного продукта пятой стадии обесшламливания. Слив гидроциклонов поступает в баки и насосами подается на вторую стадию обесшламливания в гидросепараторы. Вторая стадия обесшламливания осуществляется в гидросепараторах. Пески второй стадии обесшламливания насосами подаются на третью стадию обесшламливания.
Для создания восходящего потока и необходимой скорости слива в гидросепаратор подается маточник. Пески гидросепаратора после третьей стадии обесшламливания насосами перекачиваются на четвертую стадию. Четвертая стадия осуществляется в машинах пенного продукта. Для поддержания плотности питания в машинах пенного продукта в пульподелитель в автоматическом режиме подается маточник туда же подается и солевой раствор флокулянта.
Пенный продукт насосами подается в баки слива гидросепараторов. Камерный продукт машин пенного продукта обработанный депрессором поступает в зумпф и насосами подается в пульподелитель и распределяется по секциям. Слив всех гидросепараторов и пенный продукт машин пенного продукта насосами подается в баки слива гидросепараторов откуда насосами перекачивается на шламовые сгустители. Пятая стадия осуществляется в машинах пенного продукта которые установлены на каждой секции. Питание машин - пески первой стадии обесшламливания обрабатываются солевым раствором флокулянта. Для поддержания плотности питания в машины подается маточник. Камерный продукт поступает в контактный чан пенный продукт подается в бак пенного продукта.
Сильвиновая флотация.
Реагенты при флотации: аморфатические амины – обволакивают частицы KCl делают их несмачиваемыми. Эти частицы прилипают к пузырькам воздуха поднимаются на поверхность переходя в пенный продукт.
Реагенты-депрессоры (крахмал) обволакивает частицы Н.О. и не позволяет им реагировать с аминами и перевода их в пенный продукт. Флотация производится флотционными машинами типа.
В результате указанных технологических операций обогащения получается флотационный концентрат (KCl) и галитовые отходы (NaCl(95-96%)+Н.О.(3-4%))
Классификация и обезвоживание галитовых отходов сильвиновой флотации.
Галитовые отходы перекачиваются в гидроциклоны и сгустители. Галитовые отходы фильтруют на барабанных вакуум-фильтрах для обезвоживания до массовой доли воды 95%. Для создания вакуума используются вакуум-насосы.
Сгущение шламовых отходов производства.
Суспензия хлористого калия из цикла сильвиновой флотации поступает в сушильно-фильтровальное отделение где подвергается фильтрации на барабанных вакуум-фильтрах. Кек концентрата с фильтров разгружается в бункера затем в сушильные барабаны Питание в сгустители подается из баков насосами. Флокулянт поступает в питающие желоба сгустителей из корпуса приготовления реагентов. Слив сгустителей третьей и четвертой очереди поступает в баки оборотного маточника и насосами перекачивается в баки маточника главного корпуса откуда распределяется в технологический процесс. Разгрузка сгустителей разбавляется рассолом в зумпфе и насосами направляется на шламохранилище. Разгрузка сгустителей осуществляется периодически при непрерывном контроле плотности и прекращается при снижении плотности до соотношения жт – 18. Рассол со шламохранилища поступает в сгуститель и насосом подается в насосную станцию для транспортировки шламов на шламохранилище пополнения системы маточника и смыва полов.
Классификация обезвоживание и сушка сильвинового концентрата.
Суспензия концентрата из цикла сильвиновой флотации поступает в горизонтальную мешалку откуда блок-насосами подается на классификацию в гидроциклоны. Слив гидроциклонов поступает на сгущение во флотационные машины. Пенный продукт флотационных машин и пески гидроциклонов распределяются по концентратным барабанным и ленточным вакуум-фильтрам.
Камерный продукт флотационных машин поступает на сгущение в сгуститель. Разгрузка сгустителя поступает на 1 перечистку концентрата в отделение измельчения и флотации слив — в баки чистого маточника.
Кек концентрата поступает в бункера. Фильтрат вакуум-фильтров поступает в барометрический стакан и насосами перекачивается на сгуститель.
Сушка кека концентрата осуществляется в сушильных барабанах. Высушенный продукт из сушильных барабанов поступает на ленточный конвейер и затем на производство обеспыленного или непылящего концентрата.
Запыленный воздух с помощью дымососа проходит две стадии пылеочистки:
-сухую очистку воздуха;
Очищенный воздух выбрасывается в дымовую трубу.
Циклонная пыль сушильных барабанов подается на грануляцию. Для улучшения процесса прессования и обеспечения снижения влагопоглощения гранул пыль обрабатывается раствором кальцинированной соды.
Гранулирование мелкого хлористого калия и облагораживание гранул.
Производство гранулированного концентрата осуществляется на грануляционных установках и состоит из операций: сушки и подогрева концентрата его прессования дробления плитки классификации облагораживания и обработки гидрофобизаторами-пылеподавителями гранулированного хлористого калия. Выгрузка сушильных барабанов или влажный кек концентрата совместно с пылью сушильных барабанов и установок обеспыливания подается в отделение сушки и подогрева и распределяется на сушилки кипящего слоя КС-10.Высушенный и подогретый исходный материал поступает на прессование. Технологическая линия состоит из двух установок каждая из которых включает по два блока из 3 валковых прессов. Линии работают независимо друг от друга.
Мелкозернистый хлористый калий проходя через прессы уплотняется в ленту. При выходе из прессов лента разламывается на плитки неправильной формы. В плитку превращается приблизительно 13 всего потока питания. Весь поток материала после каждого пресса поступает на неподвижный грохот где плитка отделяется от не спрессовавшейся мелких фракций. Подрешетный продукт грохотов представляющий собой часть ретурной нагрузки возвращается на прессование.
Надрешетный продукт грохотов поступает на дробление. Измельченная плитка через систему конвейеров элеваторов распределяется по просеивающим машинам. Просеивающие машины рассеивают измельченную плитку на 3 класса крупности. Крупный класс (+4 мм) возвращается на дробление и вновь подается на просеивающие машины. Мелкий класс (-1 мм) поступает на сборный конвейер ретура. Гранулят поступает на стадию облагораживания где обрабатывается водой сушится и поступает на обработку реагентами пылеподавителями - гидрофобизаторами (парафины жидкие или газойль). Имеется возможность подачи гранулята на склад без дополнительной обработки.
Складирование и отгрузка готовой продукции.
Отделение погрузки предназначено для складирования и погрузки в железнодорожные вагоны и автомобильный транспорт готовой продукции: мелкого хлористого гранулированного хлористого калия отсева образующегося при классификации гранулированного хлористого калия перед погрузкой соли калийной смешанной и сильвинита молотого а также погрузки и обработки перед погрузкой соли технической.
В составе отделения погрузки функционируют три склада: для обеспыленного хлористого калия (склад № 3) для непылящего хлористого калия (склад № 4)для гранулированного хлористого калия (склад № 6). Возможно одновременное складирование на склады №№ 3 и 4.
Гранулированный хлористый калий из отделения грануляции направляется в склад № 6 где ленточным конвейером оборудованным сбрасывающей тележкой распределяется по объему склада. Погрузка удобрений из склада ведется портальным кратцер-краном на ленточный конвейер затем в накопительный бункер и из него с помощью секторного затвора дозируется на конвейер и поступает на контрольное грохочение на двух просеивающих машинах. Надрешетный продукт поступает в два накопительных бункера а из них через четыре телескопические течки загружается в железнодорожные вагоны. Подрешетный продукт (отсев) накапливается в двух бункерах отсева и по мере их заполнения выгружается в железнодорожные вагоны. Имеется возможность отгрузки продукта минуя склад № 6.
Разгрузка склада № 34 осуществляется кратцер-кранами. Далее хлористый калий поступает на конвейера в корпус дробления где проходит грохочение дробление и направляется в корпус погрузки. Далее погрузка может осуществляться на железнодорожных путях. При погрузке на пути концентрат перед погрузкой в вагоны подается в смесительный барабан.
Соль калийная смешанная получается в результате смешивания в смесительном барабане в необходимом соотношении непылящего хлористого калия из склада № 4 и руды поступающей из отделения дробления.
Удаление и складирование галитовых хвостов и шламовых отходов.
Галитовые отходы относятся к категории «сухих». Транспортирование и складирование их осуществляется конвейерным транспортом и отвалообразователями.
Кек хвостов флотации из отделения фильтрования подается на ленточные конвейера отделения отвалов и хвостового хозяйства представляющие собой параллельные транспортные линии и подающие материал к трем шагающим отвалообразователям.
Вся система удаления и складирования хвостов имеет последовательную блокировку и централизованное управление.
Шламовые отходы относятся к категории «жидких». Для их удаления применяется трубопроводный гидротранспорт. Насосами из отделения сгущения шламовые отходы разбавленные оборотным рассолом по одному из двух шламопроводов транспортируются к картам шламохранилища и складируются в соответствии с установленным режимом.
Часть жидкой фазы шламовых отходов после осветления в виде рассола по рассолопроводу насосами подается в отделение сгущения.

3. ВЫБОР ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ , ИХКОММУТАЦИОННЫХ И ЗА-ЩИТНЫХ АП.doc

3.ВЫБОР ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ИХКОММУТАЦИОННЫХ И ЗАЩИТНЫХ АППАРАТОВ
В качестве расчетного цеха принимаем ремонтно-механический цех. Основная часть электроприемников цеха – металлорежущие станки характеристики которых приведены в таблице 3.1. Для удобства и простоты расчетов принимаем свою нумерацию электроприемников соответствующую месту расположения станка на участке.
Таблица 3.1- Характеристики электроприемников участка
Настольно-сверлильный
Радиально-сверлильный
Вертикально-фрезерный
Горизонтально-фрезерный
Универсально-заточной
Пресс гидравлический
Вертикально-сверлильный
Горизонтально-расточной
Карусельно-шлифовальный
Точильно-шлифовальный
Поперчно-строгальный
Электродвигатели производственных механизмов как правило поставляются комплектно с технологическим оборудованием. Выбор двигателей производится обычно разработчиками технологического оборудования.
Электродвигатели для приводов станков выбираются по напряжению мощности режиму работы частоте вращения и условиям окружающей среды. Номинальная мощность двигателя должна соответствовать мощности приводного механизма то есть .
Для станков применяю электродвигатели переменного тока асинхронные с короткозамкнутым ротором серии АИР с частотой вращения 1500 обмин и U=380 В а для мостового крана – электродвигатели серии MTKF. Выбранные электродвигатели приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2- Выбор электродвигателей
Магнитные пускатели предназначены для дистанционного управления асинхронными электродвигателями. С их помощью также осуществляется нулевая защита. Применяем магнитные пускатели серии ПМЛ степени защиты IP00 для двигателей с номинальным током до 40 А. Условие выбора магнитного пускателя по току определяется (3.1)
где - номинальный ток пускателя А; - расчетный ток А.
Для защиты асинхронных электродвигателей от несимметричных режимов работы и симметричных перегрузок недопустимой продолжительности применим тепловые реле типа РТЛ.
Тепловое реле выбираем по условиям
где Iном.т.р. – номинальный ток теплового реле который определим по [1] таблица 36 А;
I ном.i – номинальный ток i-го электродвигателя А.
Для защиты внутрицеховых электрических сетей от токов короткого замыкания применяем плавкие предохранители. Выбор плавкой вставки предохранителя производится по двум условиям:
)номинальный ток плавкой вставки предохранителя должен быть больше по величине длительного расчетного тока согласно формуле (3.3)
) по условию перегрузок пусковыми токами по (3.4)
где - максимальный кратковременный ток для группы электроприемников А
где - наибольший из пусковых токов приемников в группе А; - наибольший номинальный ток приемника в группе с коэффициентом использования А;
a- коэффициент кратковременной тепловой перегрузки который при легких условия пуска принимается равным 25 при тяжелых 16.
При выборе предохранителя для одного электродвигателя в качестве принимаем его номинальный ток а в качестве - пусковой ток двигателя.
Более совершенными аппаратами защиты являются автоматические выключатели. Выбор этих аппаратов производится по двум условиям (3.6) и (3.7):
)номинальный ток расцепителя должен превышать длительный рабочий ток
)ток срабатывания электромагнитного расцепителя должен превышать критический ток электроприемника
где определяется как
где - коэффициент тепловой отсечки расцепителя автоматического выключателя
Номинальный ток электродвигателя определяется по выражению
где - номинальная мощность двигателя кВт; - номинальное напряжение В; - номинальный коэффициент мощности; - КПД при номинальной нагрузке.
Пусковой ток двигателя определяется как
где - кратность пускового тока по отношению к номинальному.
Номинальные токи плавких вставок двух последовательно расположенных предохранителей по направлению потока энергии должны отличаться не менее чем на две ступени шкалы номинальных токов плавких вставок.
Сечение проводов и кабелей до 1 кВ выбираем исходя из условий:
)по условию нагрева от протекаемого тока
где - поправочный коэффициент на условия прокладки;
)по условию соответствия аппарату МТЗ установленного в начале линии
где - номинальный ток защитного аппарата А; - кратность длительного допустимого тока провода по отношению к току срабатывания защиты определяемый по [2].
При определении количества проводов прокладываемых в одной трубе или жил многожильного проводника нулевой рабочий проводник а также заземляющие и нулевые защитные проводники в расчёт не принимаем. Для цеховых электрических сетей принимаем провода и кабели с алюминиевыми жилами тогда по механической прочности минимальные сечения алюминиевых жил проводов и кабелей внутри помещений не менее 4мм2 при прокладке на изоляторах 25мм2 при других способах прокладки. Проводники с медными жилами применяем во взрывоопасных помещениях классов В1 и В1а а также в силовых цепях крановых установок. Сечение нулевого и заземляющего провода принимаем равным или большим половины фазного сечения но не меньше чем того требует механическая прочность.
Так для электропривода горизонтально-расточного станка (№3№6) состоящего из трех двигателей:
)АИР132М4 P=110 кВт h=875 % cosj=087 Кп=75;
)АИР112М4 Р=55 кВт h=875 % cosj=088 Кп=7;
)АИР80В4 Р=15 кВт h=78 % cosj=083 Кп=55;
Номинальные токи двигателей по условию (3.10):
Для них по (3.1) выбираем магнитные пускатели по [2]:
Согласно (3.2) выберем тепловое реле для первого двигателя
Выбираем тепловое реле типа РТЛ-206104 со средним значением тока теплового реле Iср.т.р.= 275 А и номинальным током теплового реле Iном..р.= 80 А.
Для второго электродвигателя
Выбираем тепловое реле типа РТЛ-101604 со средним значением тока теплового реле Iср.т.р.= 12 А и номинальным током теплового реле Iном..р.= 25 А.
Для третьего электродвигателя
Выбираем тепловое реле типа РТЛ-101604 со средним значением тока теплового реле Iср.т.р.=5 А и номинальным током теплового реле Iном..р.= 25 А.
Аналогично произведём выбор тепловых реле для всех остальных электродвигателей технологического оборудования и результаты расчёта сведём в таблицу 3.5.
Чтобы определить расчетный ток станка в целом используем метод определения электрических нагрузок с помощью коэффициента расчетной нагрузки который будет подробнее изложен в пункте 4.
Установленная мощность станка:
По таблице 3.1 для данного станка и .
Эффективное число электроприемников
принимаем при этом по таблицам [2] .
Тогда расчетная мощность станка
Так как то принимаем за расчетный ток 21954 А. Пиковый ток станка определяем по формуле (3.5)
По условию (3.6) выбираем автоматический выключатель в цепи питания:
первого электродвигателя станка ВА51Г-25 с . По (3.9)
По (3.8) ток срабатывания расцепителя что удовлетворяет условие (3.7): ;
второго двигателя ВА51Г-25 с . ;
третьего двигателя ВА51Г-25 с . .
По условию (3.3) и (3.4) выбираем предохранитель типа ПН2-100100 для защиты станка: и .
Сечение провода идущего от рассматриваемого станка к распределительному шкафу выбираем по условиям (3.12) и (3.13): и . В итоге выбираем по литературе [2] провод АПВ 5(18) с .
Для электропривода с одним двигателем расчёт аналогичен трехдвигательному электроприводу исключение лишь составляет расчётный ток который принимаем равным номинальному току двигателя. Все расчеты сведены в таблицах 3.3 3.4 3.5 и 3.6.
Таблица 3.3- Выбор магнитных пускателей и тепловых реле
Таблица 3.4- Выбор автоматических выключателей
Таблица 4.5- Выбор предохранителей
Iв по расчетному току А
Iв по условию перегрузок пусковыми токами А
Таблица 4.6- Выбор проводов для станков и крана

9. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГРУППЫ ЦЕХОВ НА НАПРЯЖЕ.doc

9.РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ БЛОКА ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЦЕХОВ НА НАПРЯЖЕНИЕ ВЫШЕ 1 кВ
Внешнее электроснабжение проектируемого предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ с помощью главной понизительной подстанции (ГПП). Для приема и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ предусматриваем РП. Ячейки сборных шин ГПП набираем из камер КРУ К-XXVI. Кабели напряжением 10 кВ проложены на эстакадах. При разработке схемы внутреннего электроснабжения учитывается ряд факторов: месторасположение цеховых трансформаторных подстанции количество трансформаторов на подстанциях технические требования к надежности электроснабжения качество электроэнергии величина потребляемой мощности и другие.
Намечаем к рассмотрению два варианта схем внутреннего электроснабжения. Первый вариант это чисто радиальная схема. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных перемычек на вторичном напряжении между соседними ТП. Пропускная способность перемычек составляет 20 30% мощности трансформатора.
Второй вариант это смешанная схема электроснабжения когда удаленные цеха питаются по радиальным линиям а две двухтрансформаторные подстанции и одна однотрансформаторная подстанция главного корпуса СОФ расположенных в одном корпусе по схеме с двойной сквозной магистралью. По магистральной схеме питается одна двухтрансформаторная подстанция и одна однотрансформаторная подстанция цеха грануляции
Электрические схемы электроснабжения первого и второго варианта показаны на рисунках 9.1 и 9.2 соответственно.
Рисунок 9.3- Электрическая схема электроснабжения первого варианта
Рисунок 9.4- Электрическая схема электроснабжения второго варианта
С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат. Приведенные затраты для каждого варианта определяются как
Ен – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности равный 012 (руб.год)руб.;
i – номер варианта (первый и второй).
Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения определяем по укрупненным показателям стоимости на 1991 год с учетом изменения оптовых цех на промышленную продукцию коэффициентом Кинф=2000.
Капвложения определяются как
где Ктп – стоимость трансформаторной подстанции тыс. руб.;
Кку – стоимость конденсаторных установок тыс. руб.;
Кя – стоимость ячейки установленной в РП тыс. руб.;
li – длина i-го кабеля км.
Ежегодные издержки связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются как
где Иам – амортизационные отчисления;
Иэкс – эксплуатационные расходы;
Ипот – стоимость потерь электрической энергии.
Составляющие издержек определяются по формулам
где aам – норма амортизационных отчислений для оборудования 44%а для линий 4%;
aэкс – норма эксплуатационных расходов для оборудования 3% для линий 2%;
DW – суммарные потери электроэнергии в рассматриваемом варианте кВт×ч;
bср – средний тариф платы за 1 кВт×ч руб.кВт×год определяемая по (9.10).
Средняя стоимость электроэнергии
где a – основная ставка тарифа за 1кВт заявленной максимальной мощности принимаемый равным а=100000 руб.(кВт×год);
b – дополнительная ставка тарифа за 1кВт электроэнергии учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения принимаемый равным b=70 руб.кВт×ч;
Tmax – число часов использования максимальной нагрузки предприятия которое принимается для горнорудной промышленности принимаем равным Tmax=5000 ч.
Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим по выражению
Время максимальных потерь определяется как
но т.к. в технико-экономических расчётах t как правило определяется по таблице 3.2 [1] или графику (рисунок 3.7 [1]) то исходя из этого принимаем t=3410 ч.
Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте кВт×ч
где – потери активной энергии в
– потери активной энергии в j-й конденсаторной установке кВт×ч;
– потери активной энергии в k-й кабельной линии кВт×ч.
Потери активной энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются как кВт×ч
Потери активной энергии в конденсаторной установке кВт×ч
где – фактическая мощность КУ квар;
– удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов принимаемые для БНК до 1 кВ ру=0004 кВтквар;
– число часов работы (включения) КУ за год ч.
При выполнении экономических расчетов повторяющиеся элементы в сопоставляемых вариантах не учитываем поэтому в расчет принимаем только линии Л5 Л6 Л7 Л8 Л9 Л10 Л11 Л12 и трансформаторные подстанции ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 (по рисунку 9.1 и 9.2).
По (9.2) (9.3) (9.4) определим капитальные вложения 9 для первого варианта где стоимость КТП-1000 берём по таблице 25-24 [3] КТП ТМЗ-21000 на 1991 год 2875 тыс. руб. КТП ТМЗ-11000 1443 тыс.; стоимость БНК типа УКМ 04-400 ; стоимость ячейки РП с выключателем ВПМ-10 Поскольку в первом варианте РП имеет восемь присоединений рассчитываемых элементов а во втором варианте – четыре то во втором варианте стоимость ячеек РП можно не учитывать.
Для второго варианта:
Чтобы определить капвложения в кабельные линии определим нагрузки повариантно на каждую линию ( таблица 9.1 ).
Таблица 9.1- Расчетные нагрузки кабельных линий
Тогда зная нагрузки каждой линии по экономической плотности тока выбираем сечение кабеля а также определяем капвложения по удельной стоимости линии. Принимаем для кабелей экономическую плотность тока jэ=14 Aмм². Результаты сносим в таблицу 9.2.
Таблица 9.2- Капвложения в кабельные линии по вариантам
Расчетное сечение мм²
Марка и сечение кабеля
Удельная стоимость линии на 1991 год т. р.км
Капвложения в линию с учетом Кинф тыс. руб.
Потери активной энергии в трансформаторах приведены в таблице 7.6. Следовательно суммарные потери активной энергии в трансформаторах:
Потери активной энергии в конденсаторных установках определяются по (9.15)
Потери активной энергии в линиях определяются как кВт×ч
Определим потери активной энергии в линиях по (9.16) для Л9 второго варианта где потери мощности в кабельных линиях приведены в таблице 7.7:
Расчет потерь электроэнергии в кабельных линиях приведен в таблице 9.3
Таблица 9.3- Потери электроэнергии в кабельных линиях
Удельное сопротивление Омкм
Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим для каждого варианта по выражению (9.11)
Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте кВт×ч по (9.13)
Составляющие издержек определяются по формулам (9.7) (9.8) и (9.9)
Средняя стоимость электроэнергии по (9.10)
Ежегодные издержки связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются по (9.6)
Приведенные затраты для каждого варианта определяются по (9.1)
Т.к. сравниваемые варианты по приведенным затратам различаются не более чем на 510% то они считаются практически равноценными и предпочтение отдаём варианту имеющему лучшие технические и эксплуатационные показатели т.е. второму варианту.

10.Расчёт токов короткого замыкания.doc

10.РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Вычисление токов КЗ производится с целью: выбора электрических аппаратов; проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ; расчета релейной защиты.
Расчетным видом КЗ является трёхфазное т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов чем при двухфазном и однофазном. Токи КЗ должны рассчитываться на всех напряжениях в таких точках схемы где они имеют наибольшие значение (в данном проекте шины ГПП).
Для вычисления токов КЗ составляется расчетная схема включающая все элементы по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приводятся основные параметры оборудования которые потребуются для последующего расчета. По расчетной схеме составляется схема замещения в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением. Генераторы трансформаторы высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей обычно представляются индуктивными сопротивлениями.
Расчет токов КЗ может выполняться в относительных или именованных единицах. В сетях напряжением выше 1кВ наибольшее распространение получил метод расчета в относительных величинах при котором все расчетные данные приводятся к базисным напряжению и мощности.
Расчет токов КЗ произведем в относительных единицах. За базисную мощность принимаем SБ=1000 МВ×А за базисное напряжение – UБ=105 кВ.
Для вычисления токов КЗ составим расчётную схему (рисунок 10.1) включающую в себя все элементы по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приведём основные параметры оборудования которое потребуется для последующего расчёта. По расчётной схеме составим схему замещения (10.2) в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением.
Рисунок 10.1 – Расчетная схема
Рисунок 10.2 – Схема замещения
Базисный ток определяем по выражению
Приведение сопротивлений к базисным условиям производится по следующим формулам.
Рн – активная номинальная мощность МВт;
cosjн – номинальное значение коэффициента мощности генератора.
Двухобмоточных трансформаторов:
где Uк – напряжение короткого замыкания %;
SНТ – номинальная мощность трансформатора МВ×А.
Для трансформаторов с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей сопротивление которых:
a)индуктивное сопротивление
где X0 – индуктивное сопротивление одного км линии принимаемое равным для воздушных линий 110 кВ X0=0405 Омкм кабельных линий 10кВ X0=008 Омкм;
l – длина кабельной линии км.
b)активное сопротивление
где r0 – активное удельное сопротивление одного км линии принимаемое равным из [2] по таблица П6.1.
ЭДС генератора находим по формуле
Генераторы G1G2 марки Т-6-2УЗ Рн=6000 МВт Uн=105 кВ xd=0119 соsj=08.
Трансформаторы Т1Т2 марки ТДЦ-40000110 Uk=105% Рн=40 МВ×А DРх=34 кВт DРк=170 кВт Iх=055 %.
По формуле (10.7) рассчитаем ЭДС генераторов G1G2
По формуле (10.4) рассчитаем сопротивление трансформаторов
Сопротивление генераторов вычисляем по формуле (10.2)
Сопротивление генераторов системы X0=0 а ЭДС генераторов системы Е0=1.
По формуле (10.5) рассчитаем сопротивление линии электропередач длиной 30 км
Аналогично вычисляем сопротивления остальных результаты сводим в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 – Индуктивные сопротивления ВЛЭП
Индуктивные сопротивления ВЛЭП Xл
Для дальнейших расчетов необходимо преобразовать схему замещения используя способ токораспределения и сложив сопротивления трансформаторов Т8 и Т9 с сопротивлениями присоединенных к ним линий получим схему на рис. 10.3.
Рисунок 10.3 – Преобразование схемы замещения
Преобразуем схему замещения к виду рисунка 10.4.
Рисунок 10.4 – Преобразование схемы замещения
Окончательно преобразуем схему замещения к виду рисунка 10.5.
Рисунок 10.5 – Окончательный результат схемы замещения
Ток установившегося КЗ в начальный момент времени определяется как
Ударный ток КЗ определяется по формуле
где Ку – ударный коэффициент значение которого находим из [9] по рисунку 6.2 в зависимости от отношения .
Чтобы посчитать ток КЗ в точке К2 выберем кабель ГПП – ТП3. Подробно выбор кабелей 610 кВ будет приведен в пункте №11 пояснительной записки.
Расчетный ток завода резинотехнических изделий по расчетным мощностям Тогда расчетный ток кабеля ГПП – ТП3
Выбираем кабель по экономической плотности тока (11.1)
Принимаем трёхжильный кабель напряжением 10кВ марки ААШвУ с сечением жил 120 мм2. Выбранный кабель ААШвУ-10(3x120) при прокладке в земле в нормальных условиях имеет Iдоп=120 А (таблица П4.5 [2]).
Ток послеаварийного режима кабельной линии ГПП ТП3 будет Iра=22291 А.
Проверим выбранное сечение по допустимому току
условие выполняется следовательно выбранный кабель по условию нагрева проходит;
где k1=1 – коэффициент учитывающий фактическую температуру окружающей среды по [9]; k2=1 – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей лежащих рядом в земле; k3=1 – коэффициент учитывающий фактическое удельное тепловое сопротивление земли kП=13 – коэффициент учитывающий перегрузочную способность кабеля в течении некоторого времени.
После расчёта токов КЗ в сети 610кВ сечение жил кабеля проверим по термической стойкости. В инженерных расчётах минимально допустимое сечение проводника определяется по условию
где С – расчётный коэффициент принимаемый [2] по таблице П4.7 [2] для кабеля 10кВ с бумажной пропитанной изоляцией С=100 А×с05мм2;
Bк – тепловой импульс от тока КЗ А2×с определяемый по
где tотк – время отключения КЗ принимаемое по таблице П4.8[2] tотк=06 с;
Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ которую в распределительных сетях 610кВ при отсутствии конкретных данных приближённо можно принять Tа=001с.
По (10.8) ток установившегося КЗ в точке К1 (на шинах ГПП) определяется как
Ударный ток КЗ в этом месте
Проверим также выбранное сечение на термическую стойкость. Для этого определим тепловой импульс от тока КЗ по (10.11)
Минимально допустимое сечение кабеля по условию термической стойкости согласно (10.10)
Окончательно выбранный кабель ААШвУ-10(3x120) который прокладываем на эстакадах в нормальных условиях. Кабель имеет Iдоп=235 А (таблица П4.5 [2]).
Согласно [1] по таблице П2 удельные сопротивления выбранного кабеля ГПП – РП будут и тогда по (8.1.4) активное и индуктивное сопротивления в относительных единицах
Результирующее сопротивление до точки КЗ К2 будет
а активное сопротивление не будем учитывать поскольку отношение ХрезRрез=10524143=736 больше трех.
По (10.8) и (10.9) определяем составляющие тока КЗ

6. СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦЕХА.doc

6.СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦЕХА
В помещении проектируемого цеха применяется внутреннее рабочее и аварийное освещение.
Рабочее освещение создает необходимую по нормам освещенность на рабочих местах при нормальных режимах эксплуатации. Работы на металлообрабатывающих станках и верстаках связаны с контролем правильности установки и обработки деталей настройки станка контролем качества обработки детали и относятся к работам очень высокой точности (третья категория) что требует устройства комбинированного освещения сочетающее общее (равномерное) и местное освещение рабочих мест. Общее равномерное освещение создает одинаковую освещенность по всей площади участка. Светильники размещаются в верхней зоне корпуса на одной высоте над полом с одинаковым расстоянием между светильниками в ряду и между рядами светильников. Местное освещение создает повышенную освещенность на рабочих местах. Оно выполняется светильниками с лампами накаливания которые установлены на небольшом расстоянии от освещаемых поверхностей (до одного метра). Нормы освещенности для помещений производственных зданий принимаем по литературе [13].
Согласно [13] коэффициент пульсаций от осветительных приборов общего освещения должен быть не более 20% а от местного освещения не более 10%.
Металлорежущие станки (кроме шлифовальных) оснащаются осветительными приборами местного освещения в основном серии НКС01 с лампами накаливания до 100 Вт.
В проектируемом РМЦ при внезапном исчезновении освещения нет необходимости в продолжении работы персонала так как потеря освещения не вызывает тяжелых последствий для людей и производства. Предусматриваем эвакуационное освещение вдоль основных проходов необходимое для безопасного выхода людей из помещения при погасании рабочего освещения. Эвакуационное освещение должно создавать освещенность не менее 05 люкса на полу.
Для рабочего общего освещения применяем газоразрядные лампы. Для освещения рабочих мест участка высота потолка которого 84 м принимаем лампы ДРЛ. Для освещения вспомогательных помещений – кладовых склада ОТК отдела технологов комнат мастеров и начальника участка бытовых помещений и щитовой высота которых 42 м применяем люминесцентные лампы.
Определим типы светильников и их размещение. Расчетная высота подвеса светильников определяется как
где H- высота помещения м;
hР- высота рабочей поверхности над полом м;
hС- высота свеса светильника м.
При высоте ремонтно-механического цеха H=84 м высоте рабочего места (станок) hР=08 м и высоте свеса светильника hС=12 м по (6.1) получаем . Для светильника общего освещения участка принимаем кривую сила света Г (глубокая) тогда отношение расстояний между соседними рядами светильников L к высоте их установки HР над освещаемой поверхностью будет . Откуда L= HР×(08 11)=512 704 м. Принимаем L=6 м.
Расстояние от крайних рядов светильников до стен принимается при наличии рабочих мест вдоль стены иначе .
Число рядов светильников определяется как
где В- ширина проектируемого участка м.
Число светильников в ряду находится как
где А- длина участка м.
Параметры цеха следующие ширина В=15 м длина А=66 м. По (6.2) и (6.3) получаем . Для создания требуемых уровней освещенности на рабочих местах и лучшего освещения механизмов управления станков ряды осветительных приборов размещаем непосредственно над рядами оборудования параллельно естественному освещению (оконным проемам в стене).
Действительное расстояние между рядами светильников
Действительное расстояние между светильниками в ряду
Подставив в (6.4) и (6.5) значения получаем что
Расчет общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затеняющих предметов производится методом коэффициента использования светового потока. При этом световой поток одной лампы определяется по формуле
где Е- нормируемая наименьшая освещенность лк;
k- коэффициент запаса принимаемый в зависимости от загрязнения воздушной среды помещения для ламп накаливания k=13 17 для люминесцентных ламп k=15 20;
F- освещаемая площадь м2;
N- количество светильников штук;
h- коэффициент использования светового потока определяемый для каждого типа светильника в зависимости от коэффициентов отражения rП rС rР и индекса помещения.
Индекс помещения находится по формуле
Для проектируемого участка индекс определяемый по (6.7) будет . Так как в данном цеху происходит холодная обработка металлов то коэффициенты отражения от потолка стен и рабочей поверхности принимаем соответственно rП=05 rС=05 rР=01. Тогда по [2] для кривой силы света Г1 h=815% или h=0815.
Норма освещенности по [13] для ремонтно-механического цеха (механическая обработка высокой точности) Е=300 лк. Освещаемая площадь F=2472=1728 м2. Общее число светильников N=44.
Подставив эти данные в (6.6) получаем . По найденной величине светового потока подбираем мощность лампы ДРЛ 400 мощностью 400 Вт и с Ф=23000 лм что на 3.58% меньше расчетного однако это отклонение не превышает 10% что допустимо. По [2] выбираем светильник РСП17.
Аналогично ведем расчет освещенности вспомогательных помещений.
Для склада со стеллажным хранением минимальная нормируемая освещенность Е=75 лк. Площадь одного склада F=4545=2025 м2. Высота помещения 42 м свес светильников 10 м тогда по (6.1) . Примем расстояние между соседними светильниками 30 м тогда расстояние от крайнего светильника до стены . Определим по формулам (6.2) число рядов светильников . Расстояние между рядами светильников по (6.4) .
Задаемся что будут использоваться светильники ЛСП12 с двумя люминесцентными лампами 2ЛБ-40 с Ф=3200 лм одной лампы. Требуемое число светильников в ряду находится как
где m- число ламп в светильнике.
Для данного помещения по (6.7) индекс помещения тогда коэффициент использования светового потока по [2] будет h=033. Подставляем все значения в формулу (6.8)
Результаты расчета освещения остальных вспомогательных помещений сводим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1- Освещенность вспомогательных помещений
Коэффициент использования
Комната нач. участка
Для расчета эвакуационного освещения воспользуемся точечным методом который позволяет определить освещенность в контрольной точке при заданном расположении источников света. В основу этого метода положены пространственные кривые условной горизонтальной освещенности называемыми изолюксами. Эти кривые составлены для стандартных светильников при световом потоке условной лампы 1000 лм в прямоугольной системе координат в зависимости от расчетной высоты и от расстояния проекции светильника на горизонтальную поверхность для контрольной точки.
Условная освещенность в контрольной точке находится как сумма условных освещенностей от ближайших светильников по формуле
где e1 е2 еn- условная освещенность в контрольной точке от отдельных источников света.
Световой поток одной лампы определяется по формуле
где m- коэффициент добавочной освещенности за счет отражения от потолка и удаленных светильников.
Найдем освещенность главного продольного прохода вдоль участка. На рисунке 6.1 показана часть прохода с линиями общего и эвакуационного освещения и расстояниями между светильниками.
Рисунок 6.1- Определение расстояния до контрольной точки
Таким образом от наименее освещенной точки А на крае прохода до проекции ближайшего светильника эвакуационного освещения будет . Тогда по [13] по кривой силе света М (равномерная) при d=121 м и h=84-12=72 м определяю освещенность е1=043 лк. Расстояние d до проекции следующего светильника будет d=36 м и е2»0 лк. Так как с другой стороны точку А освещает такой же светильник на том же расстоянии d тогда . После подстановки значений в формулу (6.10) получаем . По [2] выбираем лампу накаливания Б215-225-100 с Ф=1350 лм и светильник НСПО2.
Аналогично считаем освещенность второго (поперечного) прохода. По расчетам для него для эвакуационного освещения необходимо выбрать лампу с Ф=5442 лм. Выбираем лампу накаливания Б215-225-60 со световым потоком Ф=715 лм и светильник НСПО3.

16.ОХРАНА ТРУДА.doc

Т.к. на предприятии применяется напряжение 380 В то следовательно электрический ток представляет серьёзную опасность. Опасность поражения электрическим током специфична поскольку наличие напряжения не может быть обнаружено органами чувств человека. Причины несчастных случаев от электротока разнообразны и многочисленны но основными из них при работе с электроустановками напряжением до 1000 В считаются:
случайное прикосновение к токоведущим частям находящимся под напряжением;
прикосновение к нетоковедущим частям электроустановок случайно оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции или другой неисправности;
попадание под напряжение во время проведения ремонтных работ на отключенном электрооборудовании из-за ошибочного его включения;
замыкания провода на землю и возникновение шагового напряжения на поверхности земли или основания на котором находится человек.
Мероприятия по защите обеспечивают недоступность токоведущих частей для случайного прикосновения; пониженное напряжение; заземление и зануление электроустановок; автоматическое отключение; индивидуальную защиту и др.
Для электроустановок расположенных в производственных помещениях обязательно используется изолированные токоведущие провода и изделия. Провода не имеющие изоляции шины приборы и аппараты с незащищёнными токоведущими частями помещаются в специальные шкафы ящики и другие устройства закрывающиеся сплошными или сетчатыми ограждениями.
Пониженное напряжение применяется для использования ручных машин а также переносных ламп с электропитанием когда работающий имеет длительный контакт с корпусом этого оборудования.
Защитное заземление – это преднамеренное электрическое соединение с землёй или её эквивалентом металлических нетоковедущих частей электрического или технологического оборудования которые могут оказаться под напряжением. Защитное заземление обеспечивает снижение напряжения между оборудованием оказавшимся под напряжением и землёй до безопасной величины. Применяется в трёхфазной трёхпроводной сети напряжением до1000 В переменного тока с изолированной нейтралью однофазной двухпроводной изолированной от земли а также в двухпроводных сетях постоянного тока с изолированной средней точкой обмоток источника тока и выше 1000 В – с любым режимом нейтрали. На рисунке 16.1 приведена принципиальная схема защитного заземления и потенциальная кривая j(x).
Безопасность достигается благодаря тому что:
человек находясь вблизи заземлённого оборудования имеющего замыкание на корпус и касаясь корпуса оказывается под воздействием только части полного напряжения – напряжение прикосновения;
происходит выравнивание потенциалов основания на котором стоит человек и заземлённого оборудования.
Конструктивными элементами защитного заземления являются заземлители и заземляющие проводники. В качестве естественных заземлителей применяются:
расположенные под землёй водопроводные и другие металлические трубопроводы за исключением трубопроводов горючих или взрывоопасных газов;
металлические конструкции сооружения зданий и сооружения имеющие соединения с землёй;
свинцовые оболочки кабелей проложенных под землёй;
Естественные заземлители связываются с заземляющей сетью не менее чем двумя проводниками присоединёнными к заземлителю в разных местах. Если естественные заземлители обеспечивают требуемое сопротивление заземления то искусственное заземление не устанавливается.
В качестве искусственных заземлителей применяются:
вертикально забитые стальные трубы длиной 2-3 м и диаметром 25-62 мм; стальные прутья диаметром 10-12 мм стальные уголки 60
горизонтально уложенные стальные полосы и круглые проводники.
Сопротивление заземляющего устройства для установок напряжением до 1000 В не более 4 Ом если мощность источника тока меньше 100 кВ×А то не более 10 Ом.
Присоединение заземляющих проводников к заземлителям и заземляемым конструкциям выполняется только сваркой а к корпусам аппаратов и машин – сваркой или болтовым соединением.
Зануление. Выполняется присоединённым к неоднократному заземлённому нулевому проводу корпусов и других конструктивных металлических частей электрооборудования которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции.
Зануление применяется в трёхфазных четырёхпроводных сетях напряжением до 1000 В с глухозаземлённой нейтралью в трёхпроводных сетях постоянного тока с глухозаземлённой средней точкой обмотки источника энергии.
На рисунке 16.2 приведена принципиальная схема защитного зануления.
-аппараты защиты от токов К.З. (предохранители автоматы);
Rо- сопротивление заземления нейтрали источника тока;
Rп- сопротивление повторного заземления нулевого защитного проводника;
Iн- часть тока К.З. протекающая через нулевой проводник;
Iз- часть тока К.З. протекающая через землю;
(н.з.)- нулевой защитный проводник.
Задачей зануления является превращение замыкания на корпус в однофазное короткое замыкание. При этом в результате протекания через токовую защиту большого тока обеспечивается отключение повреждённого оборудования от сети. Такой защитой являются: плавкие вставки предохранителей автоматы магнитные пускатели со встроенной тепловой защитой.
Защитное отключение. Выполняется в дополнение или взамен заземления. Защитное отключение обеспечивает быстрое – не более 12 с – автоматическое отключение установки от питающей сети при возникновении в ней опасности поражения током. Преимуществами защитного отключения являются: возможность его применения в электрических установках любого напряжения и любом режиме нейтрали срабатывание при малых напряжениях на корпусе - 2040 В и быстрота отключения равная 0102 с. Защитное отключение осуществляется посредствам выключателей или контакторов снабжённых специальными отключающими реле.
Основные требования которым должны удовлетворять устройства защитного отключения:
высокая чувствительность;
малое время отключения;
селективность действия;
способность осуществлять самоконтроль неисправности;
достаточная надёжность.
Основные изолирующие электрозащитные средства обладают изоляцией способной длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановки и поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей находящихся по напряжением. К ним относятся:
в электроустановках до 1000 В – диэлектрические перчатки изолирующие штанги изолирующие и электроизмерительные клещи слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками указатели напряжения;
в электроустановках выше 1000 В – изолирующие штанги изолирующие и электроизмерительные клещи указатели напряжения средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В.
Дополнительные изолирующие электрозащитные средства не обладают изоляцией способной выдерживать рабочее напряжение электроустановки поэтому их назначение – усилить защитное (изолирующее) действие основных изолирующих средств. К ним относятся:
в электроустановках до 1000 В – диэлектрические галоши и ковры изолирующие подставки;
в электроустановках выше 1000 В – диэлектрические перчатки боты ковры изолирующие подставки.
Расчёт заземляющего устройства ТП-1 1004
Произведём расчёт заземляющего устройства для трансформаторной подстанции ТП-1 1004 кВ. Приближённое значение удельного сопротивления грунта r выбираем по таблице 3.2 [6] таким образом r=150 Ом×м что соответствует грунту суглинок.
Для электроустановок напряжением до 1000 В в сети с изолированной нейтралью значение наибольшего допустимого сопротивления защитного заземляющего устройства при мощности генераторов или трансформаторов более 100 кВА Rдоп=4 Ом.
Определим сопротивление единичного заземлителя растеканию тока Ом
где d – диаметр стержня-трубы который принимаем равным d=095 м;
Н – глубина заложения стержня-электрода определяемая как
где Н0 – глубина заложения верхних концов стержней и соединительных проводников которую принимаем равной Н0=07 м.
Тогда глубина заложения стержня-электрода м
Схема размещения в грунте единственного стержневого заземлителя дана на рисунке 16.3.
Рисунок 16.3 – Единичный стержневой заземлитель.
Определим количество стержней-заземлителей без учёта работы соединительных полос как заземлителей и их влияние на экранирование
где h – коэффициент использования вертикального стержневого заземлителя находится из таблицы 4.2 [ 6 ] по предварительному значению числа стержней n=10 при hст=1причём заземляющее устройство выполнено в виде контура. В итоге принимаем hст=055.
Длину соединительной полосы заземлителя (рисунок 16.4) вычисляем по формуле м
где а – расстояние между стержнями-электродами которое принимаем равным а=7 м.
Рисунок 16.4 – Соединительная полоса заземлителя
Определяем сопротивление растеканию тока полосы соединительного провода как заземлителю Ом
где b – ширина полки стержня-уголка м. Т.к. заземляющее устройство выполнено из стержня-уголка размерами 60x60x4 то принимаем b=006 м.
Сопротивление группового искусственного заземлителя состоящего из параллельно включенных стержневых заземлителей и полосы равно Ом
где hпол – коэффициент использования одиночной полосы соединительного провода который определяется по таблице 4.3 [6] при отношении расстояния между стержневыми заземлителями к их длине равным 2 то hпол=048 .
Проверяем выполнение условия: сопротивление заземляющего устройства растеканию тока должно быть равно или несколько меньше допустимого сопротивления т.е.
Условие (16.7) выполняется следовательно расчёт закончен.
Пожарная безопасность
Все помещения и здания подразделяются на 5 категорий (по НПБ 5-2000):
А - взрывопожароопасные. Та категория в которой осуществляются технологические процессы связанные с выделением горючих газов ЛВЖ с температурой вспышки паров до 28 °С
tВСП 28 °С; Р - свыше 5 кПа.
Б -помещения где осуществляются технологические процессы с использованием ЛВЖ с температурой вспышки свыше 28 °С способные образовывать взрывоопасные и пожароопасные смеси при воспламенении которых образуется избыточное расчетное давление взрыва свыше 5 кПа.
tВСП > 28 °С; Р - свыше 5 кПа.
В1-В4 -помещения и здания где обращаются технологические процессы с использованием горючих и трудногорючих жидкостей твердых горючих веществ которые при взаимодействии друг с другом или кислородом воздуха способны только гореть. При условии что эти вещества не относятся ни к А ни к Б.
Эта категория — пожароопасная.
Г -помещения и здания где обращаются технологические процессы с использованием негорючих веществ и материалов в горячем раскаленном или расплавленном состоянии (например стекловаренные печи).
Д -помещения и здания где обращаются технологические процессы с использованием твердых негорючих веществ и материалов в холодном состоянии (механическая обработка металлов).
Пожарная безопасность предусматривает такое состояние объекта при котором исключалось бы возникновение пожара а в случае его возникновения предотвращалась бы воздействие на людей опасных факторов пожара и обеспечивалась защита материальных ценностей.
Пожароопасные зоны — пространства в помещении или вне его в котором находятся горючие вещества как при нормальном осуществлении технологического процесса так и в результате его нарушения.
П-I -помещения в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61 °С.
П-II -помещения в которых выделяются горючие пыли с нижних концентрационных пределах возгораемости > 65 гм3.
П-IIа -помещения в которых обращаются твердые горючие вещества.
П-III -пожароопасная зона вне помещения к которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61 °С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 гм3.
Взрывоопасные зоны — помещения или часть его или вне помещения где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса так и в аварийных ситуациях.
В-I -помещения в которых образуются горючие газы или пары ЛВЖ способные образовывать взрывоопасные смеси в нормальном режиме работы.
В-Iа -помещения в которых образуются горючие газы или пары ЛВЖ способные образовывать взрывоопасные смеси в аварийном режиме работы.
В-Iб -зоны аналогичные В-Iа но процесс образования взрывоопасных смесей в небольших количествах и работа с ними осуществляется без открытого источника огня.
В-Iв -зоны аналогичные В-I только процесс образования взрывоопасных смеси в небольших количествах и работа с ними осуществляется без открытого источника огня.
В-Iг -зоны вне помещения (вокруг наружных электрических установок) в которых образуются горючие газы или пары ЛВЖ способные образовывать взрывоопасные смеси в аварийном режиме работы.
В-II -взрывоопасная зона которая имеет место при осуществлении операций технологического процесса при выделении горючих смесей при нормальном режиме работы.
В-IIа -взрывоопасная зона которая имеет место при осуществлении операций технологического процесса при выделении горючих смесей при аварийном режиме работы.
В отношении взрывопожарной безопасности на первом Солигорском калийном комбинате каждое отделение классифицируется отдельно. Классификация основных отделений приведена в таблице 17.1.
Противопожарная защита производства должна исходить из того что в соответствии с НПБ 5-2000 фабричные помещения относятся к категориям В Г Д и быть оборудована в соответствии с «Общими правилами пожарной безопасности Республики Беларусь для промышленных предприятий» (ППВ РБ 1.01-94).
Таблица 16.1. Классификация основных отделений зданий по категориям взрывопожарной опасности электрооборудования и группам производственных процессов.
Наименование цеха отделения сооружения
Категория помещенияздания по
Отделение измельчения и
Маслонасосная станция
Отделение обесшламливания
Отделение фильтрации
Отделение вакуумнасосов
Участок пылегазоочистки
Фильтрация концентрата
Отделение грануляции:
Отделение подсушки и подогрева
Отделение грануляции
Отделение приготовления
Отделение приготовления аминов
Отделение приготовления р-ра флокулянта
Отделение приготовления р-ра депрессора
Помещения (пристроен-
ной встроенной и внутрицеховой) комплектной
трансформаторной подстанции КТП с масляными трансформаторами с суммарной мощностью
Помещение распределительных устройств напря-
жением до 1 кВ переменного тока
Помещение щитов управ-
ления КИПиА операторские пункты и т.п.
В системе предотвращения пожаров большое значение имеет пожарная профилактика. Она предусматривает мероприятия по предупреждению и ликвидации пожаров включая ограничение сферы распространения огня и обеспечения успешной эвакуации людей и имущества из горящих помещений. Эффективным мероприятием является разделение здания на противопожарные отсеки противопожарными преградами в виде – пожарных стен противопожарных зон разрывов несгораемых перекрытий.
Для обеспечения при пожаре безопасной эвакуации людей находящихся в зданиях на первом Солигорском калийном комбинате предусматривается эвакуационные выходы – выходы ведущие из помещения наружу непосредственно или через коридор вестибюль лестничную клетку; из помещений любого этажа кроме первого в коридор или проход ведущий к лестничной клетке или в лестничную клетку имеющую самостоятельный выход наружу или через вестибюль; из помещения в соседние помещения в том же этаже обеспеченные выходами наружу и не содержащие производств категории А Б и Е. Эвакуационных выходов как правило не менее двух. Двери предназначенные для эвакуации открываются в сторону выхода из здания.
В зданиях при возникновении дыма удаление которого осуществляется через дымовые люки выполняемых в виде жалюзи клапанов открываемых вручную и автоматически а также в виде легко сбрасываемых конструкций. Площадь сечения дымовых люков определяется ориентировочным расчетом.
При монтаже электросети и электрооборудования предусматриваются устройства для выключения при коротком замыкании как всей сети так и отдельных ее участков. Выключатели в которых по условиям эксплуатации происходит прерывание тока закрываются кожухами предотвращающими возникновение пожара от искрения или электрической дуги.
Распределительные устройства опасны в пожарном отношении при коротком замыкании поэтому они изготавливаются из несгораемых материалов и устанавливаются в сухих помещениях не содержащих пыли и взрывоопасных газовоздушных смесей.
Электроосвещение представляет пожарную опасность при перегреве проводов и воспламенении их изоляции. Для защиты проводов от механических и химических повреждений они прокладываются в поливинилхлоридных трубах.
На приводных ремнях и шкивах могут возникнуть электростатические разряды что вызывает возникновение на изолированных от земли частях производственного оборудования относительно земли электрического напряжения. Устраняется опасность возникновения электростатических зарядов следующими мерами:
заземлением производственного оборудования и емкостей для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей;
увеличением электропроводности поверхностей электризующихся тел путем увеличением влажности воздуха или применения антистатических примесей к основному продукту;
ионизацией воздуха с целью увеличения его электропроводности которая осуществляется воздействием на него электрического поля высокого напряжения.
Работы по производству шин и покрышек с использованием каучуков представляют большую пожарную опасность. Бензин его производные и растворители хранятся в раздаточной кладовой цеха в металлической герметической посуде или в фабричной упаковке в количестве не более сменной потребности. Эти материалы поставляются на рабочее место из раздаточной кладовой и по окончании работы возвращаются в нее. Курить разрешается только в отдельном помещении оборудованном урнами.
На предприятии имеются склады размещение и устройство которых производится с учетом противопожарных требований. Складируемые материалы группируются в зависимости от их свойств.
В электроустановках причинами пожаров могут быть: искрения в электрических машинах и аппаратах; токи КЗ и электрические перегрузки проводов вызывающие их недопустимый перегрев; неудовлетворительные контакты в местах соединения проводов где вследствие большого переходного сопротивления выделяется много тепла; электрическая дуга возникающая между контактами аппаратов в момент их отключения под нагрузкой; электрическая дуга при сварке и пайке металлов; перегрев обмоток электрических машин и трансформаторов вследствие их перегрузки или межвитковых КЗ и т.д.
В целях обеспечения безопасности людей сохранности зданий и сооружений оборудования и материалов от электрических тепловых и механических воздействий молнии выполняется молниезащита. Защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами воспринимающими молнию и отводящими ее ток в землю. Защита от электростатической индукции при молнии достигается путем присоединения металлических корпусов электрооборудования к защитному заземлению или к специальному заземлителю.
Для извещения пожарной команды о пожаре и месте его возникновения служит специальная пожарная сигнализация которая обеспечивает подачу быстрого и точного сообщения.
Для тушения пожара используются: вода химическая и воздушно-механическая пена негорючие газы твердые огнегасительные порошки специальные химические вещества и составы.
Вода не используется для тушения веществ вступающих с ней в реакцию например металлов калия и натрия. Также вода не используется при тушении электрических установок находящихся под напряжением поскольку при этом появляется опасность поражения человека который производит тушение электрическим током а также при тушении карбида кальция из-за взрыва выделяющегося при этом ацетилена. Обычно при тушении пожара подачу воды на очаг пламени осуществляется в виде компактных струй под давлением. Обеспечение предприятия необходимым количеством воды для целей пожаротушения производится из общей (городской) сети водопровода. На предприятии отдельный противопожарный водопровод не устраивается объединяется с хозяйственно-питьевым или производственным.
Расчетный расход воды на наружное пожаротушение принимается в зависимости от степени огнестойкости здания категории производства по пожарной опасности и объема здания. Расход воды колеблется от 10 до 40 лс на один пожар. Расчетная продолжительность тушения пожара на предприятии составляет 3 часа. Водопроводные сети устраиваются кольцевыми. Подача воды для пожаротушения от сети водопровода в кольцевую сеть предприятия производится по двум трубопроводам. Пожарные гидранты располагаются вдоль дорог и проездов на расстоянии не более 100 м один от другого не ближе 5 м от стен здания и перекрестков дорог.
Пожарные краны размещаются так чтобы обеспечивалось соприкосновение компактных струй от двух смежных кранов в наиболее высокой и наиболее отдаленной точке здания обслуживаемого этими кранами. Внутренние пожарные краны устанавливаются на высоте 135 м от уровня пола.
Для тушения пожара твердых веществ (каучуков резина твердые горючие смеси) и особенно легковоспламеняющихся жидкостей ( бензин ”Калоша растворители и т.д.) которые имеют удельный вес менее 10 и не растворяются в воде используется пена. Пена получается в стационарных передвижных переносных устройствах и ручных огнетушителях.
Для осуществления тушения загорания водой в системе автоматического пожаротушения используются устройства спринклеры и дренчеры. Их недостаток — распыление происходит на площади до 15 м2.
Способ соединения датчиков в системе электрической пожарной сигнализации с приемной станцией м.б. — параллельным (лучевым); — последовательным (шлейфным).
В разработке мероприятий по предупреждению пожаров на предприятии большое значение имеет анализ причин пожаров проводимый по статистическим данным. Такой анализ дает возможность разрабатывать конкретные организационные административные и другие мероприятия направленные на предупреждение и успешное тушение пожаров.
Вновь поступающие на работу проходят вводный инструктаж о правилах пожарной безопасности введенных на предприятии и порядке пользования средствами пожаротушения и пожарной сигнализации и связи. Повторный инструктаж проводится на рабочем месте с целью ознакомления с возможными причинами возникновения пожара связанными с технологическими особенностями производства в цехе на участке.
На предприятии приказом директора создается постоянно действующая пожарно-техническая комиссия. В функции этой комиссии входит проведение обследований и решение технических вопросов связанных с пожарной безопасностью предприятия.

ВВЕДЕНИЕ.doc

Системы электроснабжения обеспечивающие электрической энергией промышленные объекты оказывают существенное влияние на работу электроприводов осветительных преобразовательных и электротехнологических установок в конечном счёте на производственный процесс в целом.
Надёжное и экономичное снабжение электроприёмников электроэнергией требуемого качества – необходимое условие нормального функционирования любого промышленного предприятия.
На базе дипломного проекта мне необходимо решать задачи такие как:
-выбор рациональной схемы и конструктивного исполнения электрической сети;
-определение электрических нагрузок;
-расчёт потерь мощности и электроэнергии;
-компенсация реактивной мощности;
-поддержание требуемого качества напряжения;
-выбор числа и мощности трансформаторов;
-выбор защитных аппаратов и сечения проводников;
-учёт потребляемой мощности и электроэнергии;
-рациональное использование электроэнергии;
-осветить вопросы охраны труда и релейной защиты
- При разработке системы электроснабжения применены типовые решения с использованием серийно выпускаемого комплектного оборудования а так же с использованием современной вычислительной техники. Приведенные в проекте расчеты и графическая часть базируются на действующей нормативной и справочной информации.
Система электроснабжения (СЭС) – это совокупность электроустановок предназначенных для обеспечения потребителей электроэнергией. Она включает сети напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ связанные между собой трансформаторными подстанциями. Электроснабжение предприятий принято делить на внешнее и внутреннее. В систему внутреннего электроснабжения входит комплекс электротехнических сооружений от точки присоединения к энергосистеме до пункта приёма электроэнергии предприятия: главной понизительной подстанции (ГПП) или центрального (главного) распределительного пункта (ЦРП ГРП).система внутреннего (внутризаводского) электроснабжения – это комплекс сетей и подстанций расположенных на территории предприятия. Особенностью промышленного предприятия как потребителя электроэнергии является то что для осуществления технологического процесса используется большое число разнообразных электроприёмников различных мощностей и номинальных напряжений однофазного и трёхфазного переменного тока различной частоты а также электроприёмников постоянного тока.

13.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА.doc

13.РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
Согласно требованиям [16] в схеме электроснабжения предприятия проектируются и устанавливаются следующие устройства релейной защиты и автоматики.
Силовые трансформаторы ГПП 11010 кВ защищаются основными защитами:
)От междуфазных коротких замыканий в обмотках и на выводах включая витковые замыкания в обмотках продольная дифференциальная токовая защита действующая на отключение трансформатора;
)От замыканий внутри бака трансформатора и контакторном объеме РПН сопровождающееся выделением газа газовая защита с одним газовым реле контролирующим выделение газа из бака трансформатора в расширитель и с одним газовым реле для контакторного отсека РПН. Газовая защита бака трансформатора выполняется с двумя ступенями действующими на сигнал и отключение. Газовая защита контакторного отсека РПН выполняется с одной ступенью действующей только на отключение;
)От многофазных коротких замыканий на шинах низкого напряжения (10 кВ) максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению. Эта защита также осуществляет резервирование элементов присоединенных к шинам низкого напряжения. Защита выполняется двумя реле тока РТ-40 фильтр-реле напряжения обратной последовательности РНФ-1М и минимального реле напряжения РН-54160. Защита выполняется с двумя выдержками времени и действует последовательно на отключение выключателя со стороны низкого напряжения и на выходные промежуточные реле защиты трансформатора. Токовые цепи этой защиты присоединяются к трансформаторам тока на низкой стороне.
В качестве резервных защит трансформаторов 11010 кВ применяются защиты:
)От внешних многофазных коротких замыканий МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. Защита резервирует отключение короткого замыкания на шинах низкого напряжения а также основные защиты трансформатора. Защита присоединяется к трансформаторам тока на стороне высокого напряжения и выполняется с двумя реле тока РТ-40;
)От симметричных перегрузок МТЗ с независимой выдержкой времени осуществляется с одним реле тока РТ-40. Защита присоединяется к трансформаторам тока на низком напряжении (на каждой ветви расщепленного трансформатора). Действует на сигнал с выдержкой времени.
Кабельные линии напряжением 6-10 кВ защищаются:
)Токовой защитой от многофазных коротких замыканий одноступенчатой МТЗ. Аппаратура защиты располагается в отсеках шкафов КРУ;
)От однофазных замыканий на землю на всех линиях отходящих от шин РП и ГПП. Защита выполняется с действием на сигнал за исключением тех случаев когда по условиям техники безопасности требуется действие защиты на отключение. Для выполнения защиты применяются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ. Для защиты используются устройства сигнализации замыканий на землю УСЗ-22 реагирующие на сумму высших гармоник. Также применяются устройства контроля изоляции которые выполнены на реле напряжения РН-50 и подключаемые к разомкнутому треугольнику трансформатора напряжения.
Асинхронные электродвигатели напряжением до 1кВ имеют защиту:
)От междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий на землю плавкие предохранители электромагнитные и тепловые расцепители автоматических выключателей;
)От перегрузки тепловые расцепители автоматов.
Шины комплектных распределительных устройств защищаются быстродействующей неполной дифференциальной токовой защитой и дуговой защитой. Комплектные распределительные устройства ГПП защищаются от коротких замыканий сопровождающихся горением дуги дуговой защитой.
Автоматическое включение резерва (АВР) выполняется на секционных выключателях. На высоковольтных установках АВР выполняется на выключателях ВМПЭ с пружинным приводом а в установках до 1000 В на автоматических выключателях ВА53-39.
Согласно [16] устройства автоматического повторного включения (АПВ) устанавливаются на воздушные и смешанные линии сборные шины подстанции понижающие трансформаторы. На двухтрансформаторных подстанциях АПВ устанавливается на вводы 10 кВ трансформаторов и выполняется с пуском от релейной защиты. Для подстанции компрессорной (с синхронными двигателями) АПВ выполняется с контролем отсутствия напряжения на шинах. Устройством АПВ оборудуется одиночная трансформаторная подстанция рамного цеха.
Так как объем дипломного проекта не предусматривает выбор параметров срабатывания релейной защиты и автоматики для всех элементов схемы то в качестве примера выберем параметры дифференциальной защиты трансформатора ТРДН-400001101010 главной понизительной подстанции проектируемого завода. В качестве пускового органа защиты применяем реле ДЗТ-21 которое является современным реле более чувствительным к повреждениям трансформатора чем реле ДЗТ-11.
Защита от междуфазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах
Применяемое реле ДЗТ-21 работает на время-импульсном принципе отстройки от бросков токов намагничивания. Расчет ведется в следующей последовательности:
)Определяются номинальные токи обмоток защищаемого силового трансформатора
где SТ – номинальная мощность трансформатора кВ.А;
UН1 и UН2 – соответственно номинальное высшее и низшее напряжение кВ;
)Выбираются трансформаторы тока схемы их соединений и коэффициенты трансформации;
)Определяются токи в плечах защиты
где nT1 и nT2 – коэффициенты трансформации трансформаторов тока соответственно на высшей и на низшей стороне напряжения;
)Определяется номинальный ток на основной стороне с учетом регулирования напряжения трансформатора
где DU- половина диапазона регулирования напряжения в долях принимаем 012;
)Определяется ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания
)Определяется расчетный ток срабатывания реле
где kсх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока основной стороны;
)Определяется число витков обмоток насыщающегося трансформатора тока
)Определяется число витков обмотки неосновной стороны
)определяется сумма токов небаланса без учета третьей составляющей
где kа- коэффициент учитывающий переходной режим;
k0- коэффициент однотипности;
e- относительное значение тока намагничивания;
Iк мах- ток трехфазного короткого замыкания на стороне основного плеча защиты А;
) Вычисляется составляющая тока небаланса обусловленная неравенством расчетного и фактического числа витков на стороне неосновной
) Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ при внешнем трехфазном КЗ в максимальном режиме
где кн – коэффициент надежности для реле ДЗТ кн = 15;
tg a - угол наклона касательной к тормозной характеристики реле типа принимаем tga= 080;
) Определяется фактическое значение тока срабатывания реле
) Определяется коэффициент чувствительности защиты при двухфазном коротком замыкании в зоне действия на стороне низкого напряжения и торможение отсутствует
где IP MIN – минимальный ток в реле А определяемый как
где Iк min- трехфазный ток короткого замыкания.
По формулам (13.1) определим номинальные токи защищаемого трансформатора .
Поскольку силовой трансформатор имеет схему соединения обмоток звезда-треугольник то первичные обмотки трансформаторов тока соединяем в треугольник на стороне 110 кВ а на стороне 10 кВ в звезду. Для трансформатора тока на 110 кВ выбираем коэффициент трансформации а на стороне 10 кВ . Тогда по выражениям (13.2) вторичные токи в плечах защиты и . Так как Iв1 > Iв2 то в качестве основной принимаем сторону высшего напряжения.
Номинальный ток стороны 110 кВ по (13.3) .
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания по (13.4) . Расчетный ток срабатывания реле по (13.5) . Тогда расчетное число витков обмотки насыщающегося трансформатора по выражению (13.6) . Принимаем ближайшее меньшее целое число витков .
Далее по (13.7) определяем обмотку неосновной стороны . Выбираем ближайшее целое число .
Определяем токи небаланса вызванные погрешностью трансформатора тока и регулированием напряжения по (13.8) где ток трехфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ приведенный к стороне основной обмотки 110 кВ. Определяем как где Iк=11253 кА ток к. з. на шинах 10 кВ ГПП взятый из раздела 10 пояснительной записки.
Определяем по (13.9) третью составляющую тока небаланса тогда суммарный ток небаланса будет .
По (13.10) определяем число витков тормозной обмотки тогда ближайшее большее .
Фактический ток срабатывания реле по (13.11) . Теперь для проверки чувствительности защиты определим ток в реле при двухфазном к. з. на стороне 10 кВ по (13.13) . Тогда коэффициент чувствительности по выражению (13.12) будет таким образом защита обладает необходимой чувствительностью к к. з. на стороне 10 кВ трансформатора и на этом расчет окончен.
Защита от токов внешних многофазных КЗ осуществляется МТЗ с пуском напряжения устанавливаем на стороне ВН защищаемого трансформатора. Защита выполняется с двумя реле тока. Пуск напряжения симметричный – с тремя реле напряжения включенными на междуфазное напряжение. Для питания напряжением пусковых органов используются шинные трансформаторы напряжения.
Параметры срабатывания защиты находятся следующим образом.
Напряжение срабатывание защиты
UСЗ = 04 .UН (13.14)
где UН – номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН кВ.
Напряжение срабатывания реле
где к - коэффициент трансформации трансформатора напряжения
Ток срабатывания реле МТЗ
где IН – номинальный ток трансформатора на стороне ВН А;
ксх –коэффициент схемы ксх = ;
котс – коэффициент отстройки котс = 12;
кв – коэффициент возврата реле кв = 0.8;
кI – коэффициент трансформации трансформаторов тока.
UСЗ = 04 . 10 = 4 кВ
Принимаем к установке реле РН 5448 с пределами срабатывания реле 24-48 В.
Принимаем к установке реле типа РТ 4010 с уставкой 8 А.
Защита от токов перегрузки.
Для двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой защита устанавливается на каждой части расщепленной обмотки. В качестве такой защиты используется МТЗ с одним реле.
Ток срабатывания защиты определяется по формуле
Принимаем реле типа РТ 4010 с уставкой тока срабатывания реле 10 А.
Защита от повреждения внутри трансформатора.
Тип защиты – газовая реагирует на образование газов сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора в отсеке РПН. В качестве реле защиты в основном используется газовое реле.
Принимаем к установке газовое реле типа РГ4З–66 .
На графической части релейной защиты и автоматики показана принципиальная схема релейной защиты трансформатора ГПП ТРДН-400001101010. Вкратце опишем работу схемы защиты.
Дифференциальная защита подключается к вторичной цепи трансформаторов тока установленных на стороне 110 кВ и на каждой части обмотки напряжения 10 кВ. МТЗ от многофазных КЗ подключается со стороны 10 кВ на каждую ветвь обмотки низшего напряжения. Также со стороны 110 кВ через трансформаторы тока питаются блоки питания. К трансформаторам тока 10 кВ подключены приборы учета и измерения электроэнергии.
Питание оперативных цепей защиты осуществляется выпрямленным оперативным током.
При срабатывании газового реле РГЗ-61 замыкается контакт KSG1 и KSG2. При замыкании KSG2 в цепи сигнализации срабатывает реле KH2 извещающее о снижении масла в трансформаторе. При замыкании второго контакта газового реле KSG2 замыкается цепь питания промежуточных реле KL1 KL2 KL3 KL4 которые срабатывают и контактами KL1 KL2 замыкают цепь отключения выключателя 10 кВ Q1 или Q2.
При срабатывании диффзащиты (комплект AKW1) замыкается цепь питания реле KL1 KL2 KL3 KL4 которые действуют аналогично на отключение выключателей Q1 Q2.
Для защиты от перегрузки трансформатора применяем МТЗ реализуемое на реле КА3. При срабатывании их подключается реле времени КТ3 которое по истечении определенного времени замкнет цепь сигнализации КТ3. Если за это время работа трансформатора вернется в нормальный режим то контакт КА3 разомкнётся и реле КТ3 будет обесточено.

11.Выбор сечения токоведущих частей и электрических аппарато.doc

11.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ НА НАПРЯЖЕНИЕ ВЫШЕ 1 кВ
1Выбор кабелей напряжением выше 1кВ
Сечения жил кабеля выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву и термической стойкости при КЗ.
Сечения жил кабеля по экономической плотности тока определяются по выражению
где Iр – расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы А;
jэ – экономическая плотность тока (Амм2) принимаемая по [2] табл. П4.9 в зависимости от времени использования максимальной нагрузки и вида изоляции и материалов жил проводника которая для кабелей с бумажной изоляцией и Тmax=5000ч принимается jэ=12 Амм2.
Величина тока в нормальном режиме работы
где Sр – нагрузка линии с учетом потерь в трансформаторах кВ×А.
Проверка по нагреву выбранного сечения кабеля выполняется по условию
КП×К1× К2× К3×IДОПН ³ Iра (11.3)
где КП – допустимая кратность перегрузки определяемый по [4];
К1 – коэффициент учитывающий фактическую температуру окружающей среды;
К2 – коэффициент учитывающий число рядом проложенных кабелей;
К3 – коэффициент учитывающий фактическое удельное тепловое сопротивление среды;
Iра – расчетный ток линии в послеаварийном режиме А.
С перегрузкой в послеаварийном режиме могут работать линии питающие ГПП 10 кВ а также питающие двухтрансформаторные ТП по радиальной схеме или по схеме двойной сквозной магистрали. При одинаковой нагрузке линий в нормальном режиме Iра=2× Iр.
После расчёта токов КЗ в сети 610кВ сечение жил кабеля проверим по термической стойкости. В инженерных расчётах минимально допустимое сечение проводника определяется по условию
где С – расчётный коэффициент принимаемый [2] по таблице П4.7 [2] для кабеля 10кВ с бумажной пропитанной изоляцией С=100 А×с05мм2;
Bк – тепловой импульс от тока КЗ А2×с определяемый по
где tотк – время отключения КЗ принимаемое по таблице П4.8[2] tотк=06 с;
Tа – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ которую в распределительных сетях 610кВ при отсутствии конкретных данных приближённо можно принять Tа=001с.
Из трех найденных сечений ( по экономической плотности тока нагреву и термической стойкости) принимается большее.
Произведём выбор питающего кабеля от ГПП 10кВ до ТП например ТП1.
По (7.40) коэффициент загрузки трансформаторов ТП1:
По (7.8) и (7.10) потери активной и реактивной мощности в трансформаторе соответственно
Найдём расчётную нагрузку линии РП – ТП1 с учётом потерь в трансформаторе
Сечения жил кабеля по экономической плотности тока определяются по выражению(11.1)
Принимаем трёхжильный кабель напряжением 10кВ марки ААШвУ с сечением жил 25 мм2. Выбранный кабель ААШвУ-10(3x25) при прокладке в воздухе в нормальных условиях имеет Iдоп=65 А (таблица П4.5 [2]).
Максимальный расчётный ток линии определяется по номинальной мощности трансформатора:
Сечение жил кабеля которые в послеаварийном или ремонтном режимах может работать с перегрузкой проверяется по условию (11.3)
условие выполняется следовательно выбранный кабель по условию нагрева проходит.
Сечение жил кабеля проверим по термической стойкости. Минимально допустимое сечение проводника определяется по условию (11.4)
Следовательно выбранный кабель не проходит по нагреву и поскольку из трех сечений выбираем большее то окончательно принимаем кабель ААШвУ-10(3x50) при прокладке в воздухе в нормальных условиях Iдоп=105 А.
Аналогично произведём выбор для остальных кабельных линий питающих цеховые ТП и результаты заносим в таблицу 11.1.
Таблица 11.1 – Выбор кабелей напряжением выше 1кВ
Сечение жилы кабеля мм2
Марка и сечение выбранного кабеля
2Выбор сечения шин на ГПП
Шины ГПП выбираются по нагреву максимальным расчетным током Iрн и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.
При выборе шин по нагреву учитываем наиболее тяжелые послеаварийные и ремонтные режимы. Допустимый ток шины Iдоп должен быть не менее Iрм
При расположении шин плашмя (большая грань полосы находится в горизонтальной плоскости) допустимый ток указанный в таблице П7.6 [2] должен быть уменьшен на 5% для полос шириной до 60мм и на 8% - для полос большей ширины.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется сравнением механического напряжения в материале шины р с допустимыми значениями доп ([2] таблица П7.7)
Механические напряжения в материале шины возникающие под действием изгибающего момента кг·ссм2
а – расстояние между осями шин смежных фаз см;
W – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия см3 который при расположении шин плашмя вычисляется как
где b и h – соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины.
Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимального допустимого сечения
где С – расчётный коэффициент принимаемый из [2] по таблице П4.7 для шин С=91 А×с05мм2;
Произведём выбор шин ГПП напряжением 10кВ и проверим их на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.
Учитывая что ГПП выполняем комплектными устройствами типа КРУ К-XXVI поставляемые в собранном виде по (11.6) выбираем по нагреву шины шириной до 60мм. В этом случае условие выбора по (11.6) примет вид
По таблице П7.6 [2] принимаем шины размером 4x40мм имеющие площадь сечения 160 мм2 и Iдоп=480 А.
Тогда по (11.10) что меньше выбранного.
Следовательно принимаем шины размером 4x40мм имеющие площадь сечения 160 мм2 и Iдоп=480 А.
Выполним проверку на электродинамическую стойкость. По (11.9) момент сопротивления шин при расположении их плашмя
По (11.8) расчётные напряжения в материале шины
что составляет примерно 835 МПа. Для материала шин марки АДО доп =49 МПа (таблица П7.7[2]). Так как условие (11.7) верно то выбранные шины динамически устойчивы.
3Выбор электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ
Электрические аппараты в условиях эксплуатации работают в трех основных режимах: длительном перегрузке и в режиме короткого замыкания. В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току. В режиме перегрузки – ограничением величины и длительность повышения напряжения или тока в таких пределах при которых гарантируется нормальная работа за счет запаса прочности. При коротких замыканиях надежная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической стойкостью.
Все электрические аппараты выше 1 кВ выбираются по номинальному напряжению и току и проверяются по различным условиям.
Надёжная работа выключателя обеспечивается правильным выбором его по номинальному напряжению и номинальному току
Условие электродинамической стойкости аппарата записывается как
iу – ударный ток трехфазного КЗ в цепи для которой выбирается аппарат кА.
Условие термической стойкости определяется выражением
где It и t – ток термической стойкости и допустимое время его действия;
I и t – установившийся ток КЗ и время его действия.
Проверяют по отключающей способности выключателя по условию
Отключающую мощность определим как
где Iотк – номинальный ток отключения кА.
К примеру выберем вводной выключатель на шинах ГПП 10 кВ. Как указывалось ранее расчетный максимальный ток калийного комбината Iр=36224 А (из определения нагрузок комбината). По таблице 5.1 [19] выбираем маломасляный выключатель ВМПЭ-10-630-20У3 с электромагнитным приводом ПЭ-11 на напряжение Uн=10 кВ и ток Iн=630 А.
Условия (11.11) выполняются
Проверим на динамическую стойкость по (11.12) iдин=52 кА > iу=
Проверим выключатель на термическую стойкость по (11.13) It2t=202×8=3200кА2×с>I2×t=×061=2058 кА2×с. Следовательно выбранный высоковольтный выключатель на вводе ГПП 10 кВ удовлетворяет вышеперечисленным условиям.
Следовательно выбранный высоковольтный выключатель на вводе ГПП 10 кВ удовлетворяет вышеперечисленным условиям.
Условия выбора номинальные данные выключателя и расчётные данные заносим в таблицу 11.2.
Таблица 11.2 – Выбор выключателей на шинах ГПП 10кВ
Допустимые (каталожные)
Аналогично выше приведенному расчёту произведём выбор выключателей на отходящих линиях к ТП и секционного выключателя на ГПП.
По(10.11) для отходящих линий ТП:
а для секционного выключателя:
Условия выбора номинальные и расчётные данные выключателей отходящих линий и секционного выключателя сводим в таблицу 11.3.
Таблица 11.3 – Выбор выключателей на вводе в ГПП
Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей за исключением проверки по отключающей способности т.к. разъединитель не производит отключения токов КЗ. Произведём выбор разъединителей на вводе в ГПП. Принимаем к установке разъединитель типа РВФЗ-10630 условия выбора и все каталожные данные заносим в таблицу 11.4.
Таблица 11.4 – Выбор разъединителей на вводе в ГПП
Данные разъединителя
Аналогично произведём выбор разъединителей на отходящих линиях и в цепи секционного выключателя и результаты сведём в таблицу 11.5. Принимаем к установке разъединитель типа РВФЗ-10630.
Таблица 11.5 – Выбор разъединителей на отходящих линиях и в цепи секционного выключателя
Секционный выключатель
Трансформаторы тока выбираются по тем же условия что и ранее выбранные аппараты напряжением выше 1кВ т.е. по (11.11) (11.12) (11.13) а также по конструкции классу точности по электродинамической стойкости по термической стойкости по номинальной мощности вторичной обмотки или по вторичной нагрузке.
Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока S2 должна быть не менее суммы мощности потребляемой приборами Sпр и мощности теряемой в проводах и переходных контактах:
где rпр rк – сопротивление проводов и контактов Ом.
Сопротивление всех переходных контактов принимают равным 01Ом величину тока I2=5А. Тогда сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами
При соединении в неполную звезду двух трансформаторов тока сечение проводов мм2
где g - удельная проводимость [для алюминия g=32м(Ом×мм2)].
l – длина соединительных проводов которую принимаем равной l=5м.
Выберем для примера трансформаторы тока на шинах ГПП. Принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-10У3.
Нагрузка на фазы А и С:
-амперметр Э335 с Sп.а.=05 В×А;
-счётчик активной энергии СА4-И672М Sп.с.а.=25 В×А;
-счётчик реактивной энергии СР4-И676М Sп.с.р.=25 В×А.
Суммарная вторичная нагрузка трансформатора тока на линии ввода ГПП:
Сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами при номинальной нагрузке выбранного трансформатора тока в классе точности 05 равной 04 Ом значит по (11.17)
При соединении в неполную звезду двух трансформаторов тока сечение соединительных проводов мм2
Принимаем контрольный кабель КРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Выбор для остальных цепей проводим аналогично и условия выбора и все каталожные данные заносим в таблицу 11.6.
Таблица 11.6 – Выбор трансформаторов тока на вводе в РП
Данные трансформаторов тока ТОЛ-10У3
Аналогично произведём выбор трансформаторов тока на отходящих линиях и в цепи секционного выключателя. Результаты сводим в таблицу 11.7.
Таблица 9.7 – Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях и в цепи секционного выключателя
Данные трансформаторов тока ТЛК-10-1-У3
Трансформаторы напряжения выбирают по номинальным параметрам классу точности и нагрузке определяют мощность которая потребляется катушками электроизмерительных приборов подключенных к данному трансформатору. Защиту от витковых замыканий внутри трансформатора напряжения осуществляем с помощью предохранителя ПКН-10 который поставляется в комплекте с трансформатором.
Номинальная мощность трансформатора напряжения Sн должна быть равна или больше суммарной активной и реактивной мощности потребляемой параллельными катушками приборов и реле S2
где - суммарная активная мощность потребляемая катушками приборов Вт;
- реактивная мощность вар.
Значения мощностей Рпр потребляемых электрическими приборами даются в таблице П7.8 [2].
Трансформаторы напряжения на шинах РП принимаем по таблице П23-13 [3] типа НАМИ-10-66У3 соединённого Y0Y0 -0 Uн=10кВ номинальная вторичная нагрузка одной фазы Sном=120 В×А класс точности 05.
Вторичную нагрузку трансформатора определим как суммарную из таблицы 11.8.
Таблица 11.8 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Наименование прибора
Потребляемая мощность одной катушки
Общая потребляемая мощность
Счётчик активной энергии
Счётчик реактивной энергии
Суммарная активная и реактивная мощности потребляемые катушками приборов
Т.к. выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности Кт=05 Sном=120 ВА. Проверка по (11.19) верна следовательно трансформатор напряжения выбран правильно.
Для релейной защиты на отходящих кабельных линиях предусматриваем установку трансформаторов тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ-У3.
Выберем выключатели нагрузки для ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7
Выбор производим по номинальному току Iн.ВН А напряжению Uн кВ допустимому току отключения Iдоп.откл А и проверяются на термическую и динамическую устойчивость. Выбор производим по следующим условиям:
Iдоп.откл³Iр.откл (1121)
где Iр.откл – расчетный ток отключения А
Iр.откл=577 А при Sнт=1000 кВА.
ТП34567:Iдоп.откл³577А;
По [15] выбираем выключатели нагрузки ВНР-10630 с Uн=10 кВ Iн=400 А Iн.отк=630 А Imax=1000 А. iд.н.=63кА Itпtп=151
Проверям выключатель на динамичесткую и термическую стойкость по следующим условиям:
ТП3:30кА>1821125=2896кА
ТП4:30кА>18210625=2734кА
ТП5:30кА>182937=2412кА
ТП6:30кА>1821125=2896кА
ТП7:30кА>1821042=2682кА
ТП1:1521=225кА2с > 112520.6=4556кА2с
ТП2:1521=225кА2с > 1062520.6=4064кА2с
ТП5:1521=225кА2с > 93720.6=3161кА2с
ТП2:1521=225кА2с > 112520.6=4556кА2с
ТП5:1521=225кА2с > 104220.6=3909кА2с
Выбранные аппараты отвечают условиям термической и динамической стойкости.
4Выбор кабелей на напряжение 04 кВ
Необходимо выбрать кабель 04 кВ для питания нагрузки РМЦ питающихся от ТП5 главного корпуса СОФ.
К примеру рассчитаем кабельную линию 04 кВ ТП5-РМЦ. Приняв расчетную нагрузку по таблице 4.5 определяем расчетный ток линии
По [2] выбираем кабель АВВГ-1(3x95+2x50) с Iдоп=170 А.
Выбор линий сводим в таблицу 11.9.
Таблица 11.9- Выбор кабелей до 1 кВ
Количество марка и сечение кабеля
5Выбор электрических аппаратов напряжением до 1кВ
Произведём выбор автоматических выключателей в цепях 04кВ цеховых трансформаторов по условиям:
где Iр.max – максимальный расчётный ток А определяемый как
По условиям (11.24) и (11.25) для трансформаторов мощностью Sн.т.=1000 кВ×А выбираем по таблице П14 [1] автоматический выключатель типа ВА53-43 с Iн.а.=2500 А.
Для выбора секционного выключателя расчётный максимальный ток А определяется как
По условиям (11.24) и (11.25) для трансформаторов мощностью Sн.т.=1000 кВ×А выбираем по таблице П14 [1] секционный автоматический выключатель типа ВА55-41 с Iн.а.=1600А.
По условиям (11.24) и (11.25) для трансформаторов мощностью Sн.т.=630 кВ×А выбираем по таблице П14 [1] автоматический выключатель типа ВА55-41 с Iн.а.=1600 А.
По условиям (11.24) и (11.25) для трансформаторов мощностью Sн.т.=1000 кВ×А выбираем по таблице П14 [1] секционный автоматический выключатель типа ВА53-41 с Iн.а.=1000А.
Расчётный ток для выбора трансформаторов тока в цепях низшего напряжения цеховых трансформаторов находим по формуле
Трансформаторы тока выбираем по условиям (11.11)
Согласно (11.11) и (11.26) для трансформаторов Sн.т.=1000 кВ×А
По таблице 23-9 [3] выбираем трансформаторы тока ТНШЛ-066 с Iн.тр=2000 А.
Аналогично для трансформаторов Sн.т.=630 кВ×А
По таблице 23-9 [3] выбираем трансформаторы тока ТНШЛ-066 с Iн.тр=1000 А.

12.РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ОСВЕЩЕНИЯ.doc

12.РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ОСВЕЩЕНИЯ
Выбор сечений проводов осветительной сети производим по допустимой потере напряжения Uд и по допустимому нагреву длительным расчётным током.
Произведём расчёт рабочего освещения для проектируемого цеха по допустимому нагреву длительным расчётным током.
Расчетная мощность осветительной нагрузки определяется по формуле
где kСО- коэффициент спроса осветительной нагрузки;
kП- коэффициент учитывающий потери в пускорегулирующих аппаратах;
РУО- установленная мощность ламп кВт.
Расчетный ток групповой сети для трехфазной и однофазной линии соответственно
Допустимое значение потерь напряжения в осветительной сети
где Uхх- номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора (105%);
DUт- потеря напряжения в трансформаторе %.
В общем случае момент нагрузки вычисляется как
где L- длина участка м.
Если группа светильников одинаковой мощности присоединена к линии с равными интервалами LА тогда
где l- расстояние от осветительного щитка до первого светильника м.
При расчете разветвленной осветительной сети на минимум сечения провода для участка сети до разветвления равно
где МПРИВ- приведенный момент нагрузки кВт×м;
с- коэффициент определяемый в зависимости от системы напряжения системы сети и материала проводника.
Приведенный момент определяется по формуле
где - сумма моментов данного и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом проводов линии что и на данном участке кВт×м;
- сумма приведенных моментов участков с другим числом проводов кВт×м;
a- коэффициент приведения моментов.
Далее определяется действительное значение потери напряжения на участке
Последующие участки рассчитываются аналогично по оставшейся потере напряжения
Для рассчитываемого цеха составляем расчетную схему осветительной сети которая показана на рисунке 12.1.
Чтобы осветительная нагрузка распределялась по фазам равномерно присоединяем светильники к фазам в порядке А В С С В А и так далее считая от конца линии.
В качестве осветительных щитков используем распределительные пункты серии ПР8501 с автоматическими выключателями ВА51. Щитки размещаем таким образом чтобы с места их установки были видны включаемые светильники.
Рисунок 12.1- Схема к расчету осветительной сети общего освещения
По (12.4) допустимая потеря напряжения для осветительной сети при DUт=141% .
Расчеты всех линий приведены в таблице 12.1.
Таблица 12.1- Расчет осветительной сети
Расчетное сечение по потере напряжения мм²
Марка и сечение провода мм²
Рассчитаем к примеру осветительную сеть для линии 1 По выражению (12.1) мощность . По формуле (12.6) . Момент для линии 1 по формуле (12.5) . Далее определяем сечение провода для питающей линии по допустимой потере напряжения по (12.7)
где по формуле (12.8)
М=2063+2254+1886+1070+1201+15366+3651=103757 (кВт×м).
Расчетный ток питающей линии по (12.2) значит минимальное сечение провода по допустимому току будет АПВ-5(18) мм² с Iдоп=46 A>Iр=4541 А. Тогда по (12.9) потеря напряжения в питающем проводе будет . По (12.10) оставшаяся потеря напряжения . Сечение провода для линии 1 по (12.7) ; расчетный ток линии 1 по (12.2) . Согласно литературы [2] выбираем провод по механической прочности сечением 25 мм² -- АПВ-5(125). Потеря напряжения в этой линии по (12.9) .
Для питания групповых линий принимаем по [13] таблица 7.12 распределительные пункты типа ПР8501055 (на 6 присоединений) с Uном=380В с автоматическим выключателем ВА51-33 на вводе и трёхполюсными автоматическими выключателями ВА51-31 на отходящих линиях.
В качестве примера произведём выбор уставки автоматического выключателя для участка сети ЩО – С1.
Устанавливается автоматический выключатель ВА51-31 с Iном.а.=100 А. Из таблицы 12.1 Iрп=4752 А.
Условие выбора уставки автомата
где kт.о. – отношение тока срабатывания аппарата защиты к расчётному току осветительной линии определяемы по [13] таблица 5.13.
По [13] таблица 5.13 принимаем kт.о.=14 для автоматических выключателей серии ВА51 с комбинированными расцепителями и уставками менее 50 А для ламп ДРЛ. По условию (12.11)
По [2] таблица П13 принимаем ток срабатывания расцепителя
Для остальных участков осветительной сети выбор аналогичен. Результаты выбора сведём в таблицы 12.1 и 12.2. Расчётные схемы рабочего и аварийного освещения представлены на рисунке 12.1 и рисунке 12.2 соответственно.
Таблица 12.2 – Выбор автоматических выключателей осветительной сети рабочего и аварийного освещения
Отношение тока срабатывания аппарата защиты к расчётному току осветительной линии kт.о.
Тип автоматического выключателя
Аналогично рассчитываем сеть эвакуационного освещения имеющего две осветительные линии. Расчетная схема эвакуационного освещения показана на
Рисунок 12.2- Расчетная схема осветительной эвакуационной сети
Мощность питающей линии Pп=5×01+2×006=062 (кВт) расчетный ток питающей линии по (12.3) момент питающей линии Мп=855×062=5301(кВт×м) расстояния и сечение провода питающей линии где по (12.8) М=5301+133×(05×31+012×91)=7943 (кВт×м). Выбираем сечение провода АПВ 5(125) с Iдоп=24 А. Для линии 1 и 2 провод будет таким же.

8.Построение картограммы и определение ЦЭН.doc

8.ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
При определении мест установки ТП РП ГПП ПГВ и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине и распределении электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят картограмму электрических нагрузок для предприятия или его структурного подразделения. На картограмме электрические нагрузки отдельных крупных электроприёмников групп электроприёмников или цехов изображают в виде кругов. Площади кругов в определённом масштабе отображают величины электрических нагрузок. Центром круга является условный центр электрической нагрузки приёмника группы или цеха. При равномерном распределении нагрузок по площади цеха центр электрической нагрузки совпадает с центром геометрической фигуры изображающей цех на генплане предприятия.
Радиус окружности в мм для каждого цеха определяется по выражению
где m – масштаб площади круга кВтмм2.
Каждый круг разделяется на секторы соответствующие силовой и осветительной нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется как
Центр электрических нагрузок определяется в соответствии с формулами
где xi yi – координаты i-го цеха.
Принимая декартову систему координат находим координаты центра электрических нагрузок каждого цеха по активной мощности. Затем находим условный центр электрических нагрузок предприятия и выбираем место расположения РП. Приведем пример расчёта картограммы нагрузок для цеха дробления. Центр нагрузок цеха x=186 мм и y=84 мм. Принимаем масштаб площади круга m=2 кВтмм2. Радиус окружности определяем по выражению (8.1) мм. Угол сектора осветительной нагрузки для цеха определяем по выражению (8.2) °.
Для остальных цехов расчёт произведем аналогично и результаты сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1- Расчет картограммы нагрузок
Сушильно-фильтровальный корпус
Отделение грануляции
Условный центр электрических нагрузок предприятия определяем по (8.3) и (8.4)
Таким образом центр электрических нагрузок находится в точке О(3198;3152). По данным таблицы 8.1 строим картограмму нагрузок (Лист 1).

Задание мое.doc

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Зав. Кафедрой “Электроснабжение”
по дипломному проектированию
Студенту Хилько М.В.
Тема проекта: Электроснабжение группы цехов основного производства калийного
( Утверждена приказом по ВУЗу от 24 февраля 2003г. №650 )
Срок сдачи студентом законченного проекта: 5 июня 2003 г.
Исходные данные к проекту:
1.Генплан предприятия.
2.Описание технологического процесса.
3.План цеха с установленным оборудованием.
4.Схема питания предприятия:
Содержание расчетно-пояснительной записки ( перечень подлежащих разработке вопросов )
Введение. 1. Краткое описание технологического процесса. 2. Характеристика потребителей электроэнергии предприятия. 3. Выбор электродвигателей их коммутационных и защитных аппаратов. 4. Определение электрических нагрузок. 5. Выбор схемы и расчет внутрицеховой электрической сети. 6. Светотехнический расчет цеха. 7. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. 8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок. 9. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжении выше 1 кВ. 10. Расчет токов короткого замыкания. 11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ. 12. Расчет электрической сети освещения. 13. Релейная защита и автоматика. 14. Электрические измерения учет и экономия электроэнергии. 15. Технико-экономические расчеты. 16. Охрана труда. Литература.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графиков)
Генплан предприятия с сетью напряжением выше 1 кВ и картограммой нагрузок – 1 лист;
План цеха с силовой распределительной сетью и расчетная схема – 2 листа;
Схема электроснабжения предприятия – 1 лист;
План цеха с осветительной сетью и расчетной схемой – 1 лист;
Технико-экономические показатели – 1 лист.
Консультанты по проекту:
Электроснабжение – Олешкевич М.М.
Экономика - Керного В.П.
Охрана труда - Филянович Л.П.
Релейная защита - Бобко Н.Н.
Применение ЭВМ - Радкевич В.Н.
СИ и ЕСКД - Сацукевич В.Н.
Дата выдачи задания: 7 марта 2003г.
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования ( с указанием сроков выполнения отдельных этапов )

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХА.doc

4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХА
где к'р- расчетный коэффициент при nэф 10 к'р =11; nэф >10 к'р =1;
- коэффициент использования
- номинальная активная мощность
- коэффициент расчетной нагрузки определяемый в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа электроприемников
Расчетный ток для группы электроприемников определяем как
Питающие сети до 1 кВ участка выполняем по радиальной схеме поскольку здание цеха не относится к категории пожаро- и взрывоопасных помещений. От трансформаторной подстанции расположенной на в соседнем цехе ( главный корпус СОФ ) питается ЩО 70.
Для питания станков применяем распределительный шинопровод ШРА и распределительные шкафы питающихся от ЩО 70. Распределительный шинопровод питается через коммутационный ящик. ШРА выполняем на стойках вдоль станочного оборудования на высоте 3м. Для подключения электроприемников распределительные шинопроводы имеют ответвительные коробки. От ШРА к электроприемникам выбранные провода прокладываем в пластмассовых трубах.
Для расчета электрических нагрузок объединяем в группы как показано в таблице 4.1.
Таблица 4.1- Группы электроприемников
Номера станков входящих в группу (номера станков соответствуют номеру на плане цеха)
Число двигателей входящих в группу
Для примера для группы № 1 определим методом расчетного коэффициента расчетные мощности и расчетный ток. Коэффициенты использования электроприводов и коэффициенты мощности принимаю по [1] согласно типу электроприемника. Номинальная мощность группы:
Определяем групповой коэффициент использования по (4.3)
Определяем эффективное число электроприемников по (4.4)
Далее по [1] для пэф =8 и определяем что .
Определяем расчетную активную мощность по (4.1)
и расчетную реактивную мощность по (4.2)
Тогда полная расчетная мощность
и расчетный ток группы по (4.5)
Определяем пиковый ток группы
Для остальных групп а также для цеха в целом расчет электрических нагрузок производим аналогично и результаты вычислений сводим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2- Расчёт нагрузки групп электроприёмников проектируемого цеха
Для расчёта электрических нагрузок каждого из цехов проектируемого завода всю силовую нагрузку цехов разбиваем на группы с Руст с своим значением Ки и cosj.
Расчёт электрических нагрузок для цехов производим методом расчётных коэффициентов. Активную расчетную силовую нагрузку цеха определяем по (4.1). Средневзвешенный коэффициент использования для цеха вычисляется по формуле (4.3). Эффективное число электроприёмников вычисляется по упрощённой формуле(4.4).
Расчётная активная осветительная нагрузка цеха кВт определяемая как
где F – площадь помещения м2 определяемая как
где А В – длина и ширина помещения м.
Руд – удельная мощность общего равномерного освещения на 1 м2 площади цехов Втм2 при освещённости E=100лк (ρп=05; ρc=03; ρр=15; K=15; Z=11) определяемая из [2] по табл.П5.1 в зависимости от высоты подвеса светильников площади помещения F и вида светильников.
kсо – коэффициент спроса освещения
kпра – коэффициент учитывающий потери в ПРА принимаем kпра=11.
Расчётная реактивная осветительная нагрузка цеха квар определяется
где tgjо –коэффициент реактивной мощности освещения.
Расчетная активная и реактивная нагрузки напряжением до 1кВ определяется как кВт
В таблице 4.3 приведём исходные данные для расчёта электрического освещения.
Таблица 4.3 – Исходные данные для расчёта электрического освещения по цехам
Сушильно-фильтровальный корпус
Отделение грануляции
Полная мощность расчётной нагрузки вычисляется по формуле кВ×А
Для проектируемого участка вулканизации в разделе 12 будет производиться расчёт электрической сети освещения где будет найдена расчетная активная и реактивная нагрузки Росв и Qосв.
В таблице 4.4 приведём состав электроприёмников и всю необходимую информацию для расчёта силовых нагрузок по цехам.
Таблица 4.4 – Исходные данные для расчёта силовых нагрузок по цехам
Наименование установленного оборудования
Сушильно-фильтровальный
Гидрофобизаторы-пылеподавители
Т.к. расчёт силовых электрических нагрузок был произведён чуть выше в разделе 4 то принимаем без расчёта методом расчётного коэффициента значения силовых нагрузок РМЦ
Для примера приведем расчёт электрических нагрузок сушильно-фильтровального корпуса проектируемого предприятия.
Средневзвешенный коэффициент использования для цеха вычисляется по формуле (4.3)
Эффективное число электроприёмников вычисляется по упрощённой формуле(4.4)
Определим коэффициент расчётной нагрузки который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников nэ и средневзвешенного коэффициента использования Ки значение Кр берётся из [2] таблицы П7:
Активную расчетную силовую нагрузку цеха определяем по (4.1)
Расчётная реактивная мощность нагрузки для цеха определяется по(4.2)
Расчётная активная осветительная нагрузка цеха определяемая по(4.6)
Расчётная реактивная осветительная нагрузка цеха определяется по (4.7)
Расчетная активная и реактивная нагрузки напряжением определим по (4.8) и (4.9)
По (4.10) полная мощность расчётной нагрузки вычисляется
Расчёт электрических нагрузок для других цехов аналогичен вышеприведенному расчёту. Результаты расчётов сведём в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Расчёт электрических нагрузок по цехам
Произведём расчёт активной нагрузки предприятия в целом (на шинах 10 кВ ГПП) которая определяется по методу одновременности
где m – число присоединений на сборных шинах 10 кВ ГПП;
– среднее значение коэффициента использования
– коэффициент одновременности максимумов нагрузок величина которого принимается по таблице П8 [2] в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования.
Расчётная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП
где – среднее значение коэффициента реактивной мощности i-го присоединения.
Полная расчётная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП
Находим среднее значение коэффициента использования предприятия по (4.3)
Находим коэффициент одновременности максимумов нагрузок величина которого принимается по таблице П8 [2] в зависимости от числа присоединений m=9-25 и среднего значения коэффициента использования – = 09.
Активной нагрузки предприятия в целом (на шинах 10 кВ ГПП) которая определяется по (4.11)
Расчётная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП по (4.12)
По (4.13) полная мощность нагрузки на шинах ГПП вычисляется
Расчётная активная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах кВт определяемая как
Расчётная реактивная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах кВт определяемая как
Согласно (4.14) получаем

3. Цех эл схема.dwg

ДП.Т.01.01.08.106318.03.Э3
Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината

4. 10 кВ.dwg

Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината
ДП.Т.01.01.08.106318.03.Э3
Схема электроснабжения предприятия

7. Технико-эконом.dwg

Наименование показателей
Суммарная мощность цеховых трансформаторов
Максимальная мощность
потребляемая предприятием
Время использования максимума нагрузок
Годовое потребление энегрии
Потери электроэнергии (после компенсации)
Стоимость основных фондов
Стоимость потребленной электроэнергии
Стоимость полезного кВт×ч энергии
Приведенные затраты выбранного варианта схемы
Годовой экономический эффект
Таблица технико-экономических показателей
ДП.Т.01.01.08.106318.03.РР
Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината

5. Цех РМЦ свет.dwg

Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината
ДП.Т.01.01.08.106318.03.Э3
План цеха с осветительной сетью и расчетной схемой

1. Генплан с кортограммой.dwg

количество жил и сечение кабеля
Сушильно-фильтровальный корпус
Отделение грануляции
ДП.Т.01.01.08.106318.03.П3
Генплан предприятия с сетью выше 1 кВ и картограммой нагрузок
Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината

6. Релейка.dwg

Релейная защита и автоматика
защита II секции шин
защита от дуговых КЗ КРУ
Газовая защита трансформатора Газовая защита РПН Цепь самоудерживания выходных реле Дифференциальная защита трансформатора Выходные цепи максимальной токовой и дуговой защит Контроль оперативного тока Реле включения QK Максимальная токовая защита с пуском напряжения Защита от перегрузки
В схему передачи отключающего сигнала (основной канал)
В схему передачи отключающего сигнала (резервный канал)
Неисправность оперативного тока Газовая защита
действие на сигнал Газовая защита трансфор. I ступень Перегрузка Газовая защита трансфор. II ступень Газовая защита РПН Цепь сигнала "Указатель не поднят"
В схему отключения QR
В схему защиты I секции шин
В схему защиты II секции шин
Комплект дифференциальных
Техн. ха- рактерис- тика
Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината
ДП.Т.01.01.08.106318.03.Э3

2. План цеха с силовой распределительной..dwg

Склад готовых изделий
ДП.Т.01.01.08.106318.03.П3
План цеха с силовой распределительной сетью
Электроснабжение группы цехов основного производства калийного комбината

15. ППР 2.doc

Таблица 15.2- Годовой план-график ППР на 2004 год
Год и месяц установки
Настольно-сверлильный
Пресс гидравлический
Горизонтально расточной
Карусельно-шлифовальный
Вертикально-фрезерный
Точильно-шлифовальный
Продолжение таблицы 15.2
Поперечно-строгальный
Горизонтально-фрезерный
Радиально-сверлильный
Вертикально-сверлильный
Универсально-заточной

Содержание.doc

Краткое описание технологического процесса
Характеристика потребителей электроэнергии завода .
Выбор электродвигателей их коммутационных и защитных аппаратов
Определение электрических нагрузок
Выбор схемы и расчет внутрицеховой электрической сети .
Светотехнический расчет цеха
Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности .
Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок .
Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжении выше 1 кВ ..
Расчет токов короткого замыкания
Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ .
Расчет электрической сети освещения ..
Релейная защита и автоматика
Электрические измерения учет и экономия электроэнергии.
Технико-экономические расчеты

Литература.doc

Радкевич В. Н. Проектирование систем электроснабжения: Учеб. пособие. – Мн.:НПООО ПИОН>> 2001.
Королёв О.П. Радкевич В.Н. Сацукевич В.Н. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебно-метод. Пособие по курсовому и дипломному проектированию. – Мн.: БГПА 1998.
Электротехнический справочник: в 3-х т. Т.2. электротехнические устройства. Под общ. ред. проф. МЭИ В.Г. Герасимова П.Г. Грудинского Л.А. Жукова и др. – М.: Энергоиздат 1981.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Высш. школа 1979.
Методическое пособие по расчёту компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий. – Мн.: БГПА 2000.
Рыков Н. М. Поспелова Т. Г. Филянович Л. П.. Методические указания к проведению лабораторной работы Измерение параметров защитных заземлений и сопротивлений изоляции электрических систем”. – Мн.: БПИ 1988.
Филянович Л. П. Методические указания к проведению практических занятий Расчёт зануления в электрических сетях”. – Мн.: БГПА 1998.
Филянович Л. П. Журавков Н. М. Науменко А М. Методические указания по разделу Охрана труда” в дипломных проектах для студентов специальности 10.04 - Электроснабжение”. – Мн.: БПИ 1990.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высш. школа 1990.
Соркин Ю. И. Электрооборудование животноводческих ферм и комплексов: Справ. – Мн.: Ураджай 1988.
Сибикин Ю. Д. Справочник молодого рабочего по эксплуатации электроустановок промышленных предприятий: Справ. Пособие для ПТУ. – 3-е изд. испр. и доп. – М.: Высш. шк. 1992.
Технология калийных удобрений. Под ред. Печковского В.В. – Мн. Высш. Школаб 1978.
Справочная книга для проектирования электрического освещения. Под ред. Кнорринга Г. М. – Л.: Энергия 1976.
Кнорринг Г. М. Осветительные установки.– Л.: Энергоиздат 1976.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1989 г.
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986.
Н.Н. Бобко. Методические указания по выполнению раздела дипломного проекта «Релейная защита автоматика систем электроснабжения» для студентов специальности 01.01.08 – «Электроснабжение промышленных предприятий». – М.: БПИ 1988.
В.П. Керного. Методическое пособие по экономическому обоснованию дипломных проектов для студентов специальности 10.04 – “Электроснабжение”. – Мн.: БПИ 1992.
Синягин Н.Н. Aфанасьев Н.А. Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергии. – М.: Энергия 1978.
Типовая система технического обслуживания и ремонта металло- и деревообрабатывающего оборудования. – М.: Машиностроение 1988.

5. ВЫБОР СХЕМЫ И РАСЧЕТ ВНУТРИЦЕХОВОЙ ЭЛЕКТРИ-ЧЕСКОЙ СЕТИ.doc

5.ВЫБОР СХЕМЫ И РАСЧЕТ ВНУТРИЦЕХОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Цеховые сети делятся на питающие которые отходят от источника питания и распределительные к которым присоединяются электроприемники.
Источником питания является ЩО – 70 запитываемый кабелем АВВГ-(395+250) выбор которого будет произведен в пункте 11 от однотрансформаторной подстанции соседнего цеха с мощностью трансформатора на 1000 кВА выбор которых буду производить позже.
При построении схем внутрицеховой сети стремимся к тому чтобы длина линии была минимальной а также по возможности исключаем или сводим к минимуму случаи обратных потоков мощности.
Для питания значительного числа электроприемников небольшой мощности применяем распределительный шинопровод серии ШРА4 присоединяемый к ЩО 70 с помощью аппаратов управления и защиты. ШРА выбираем таким образом чтобы номинальный ток шинопровода Iн был больше расчетного тока Iр:
Технические данные о шинопроводах берем из [2] .Выбор шинопровода сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1- Выбор распределительного шинопровода
Ответвительная коробка
От распределительных шинопровода к электроприемникам провода прокладываем в пластмассовых трубах.
Токи плавких вставок предохранителей силовых ящиков определяем по (3.3) и (3.4) и по условию селективности к примеру для группы 2: и А.
Максимальный ток плавкой вставки предохранителя электроприемника группы 2 . По [2] принимаем силовой ящик ЯРП11-311 на Iн=100А с предохранителем ПН2-250160.
Сечение кабеля питающего распределительный шинопровод группы 2 выбираем по условиям (3.12) и (3.13):
Принимаю по [2] кабель АВВГ- 335+225 ( А) проложенный в воздухе по колоннам в поливинилхлоридных трубах.
Свожу силовые ящики и питающие кабели в таблицу 5.2.
Таблица 5.2- Выбор аппарата защиты и кабеля для ШРА
Допустимый ток кабеля А
Для остальных групп принимаем силовые шкафы питающие отдельно стоящие приемники. Выбор производим аналогично с выбором силового ящика и питающего кабеля для ШРА группы 2.
Таблица 5.3- Выбор силовых шкафов аппаратов защиты и кабелей для питания групп приемников
Вдоль проектируемого участка предусматриваем троллейную линию для питания мостового крана. По условию нагрева расчетный ток Ip не должен превышать допустимый ток угловой стали Iдоп. Величину Iр троллейной линии берем из расчета электрических нагрузок Iр=3841 А. Выбираем угловую сталь по [2] размером 25253 с Iдоп=150 А.
Выбранный размер угловой стали проверяем на допустимую потерю напряжения
где m- удельная потеря напряжения определяемая в зависимости от пикового тока Iпик %м;
l – расстояние от точки присоединения питающей линии до наиболее удаленного конца троллей м.
Подставляя в формулу (5.2) значения m=007 %м и l=66 м получаем DU=007×66=462%.
Таблица 5.4- Выбор аппарата защиты и кабеля для троллейной линии
Проверим цеховую сеть на потерю напряжения. Для определения напряжения на зажимах электроприемника необходимо найти потери напряжения в питающем трансформаторе линиях и шинопроводе. Потеря напряжения в трансформаторе в процентах рассчитывается по выражению
где bт – коэффициент загрузки трансформатора;
Ua и Uр – активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания UК;
cosj - коэффициент мощности нагрузки трансформатора.
Значения Ua и Uр в процентах определяются по следующим формулам
где DРК – потери короткого замыкания трансформатора кВт;
S – номинальная мощность трансформатора кВА.
Потери напряжения в линии электропередачи в процентах вычисляются по формуле
cosj - коэффициент мощности нагрузки линии.
Для распределительного шинопровода с равномерно распределенной нагрузкой ее заменяют сосредоточенной нагрузкой той же величины приложенной в середине расчетного участка.
где IP и lШ – расчетный ток и длина наиболее нагруженного плеча шинопровода.
Значения r0Ш и x0Ш для шинопровода берем из [2].
Тогда напряжения на зажимах электроприемника в % определяем как
где UХХ – напряжения холостого хода трансформатора 105 %;
n – число элементов на пути от ТП до точки в которой определяется Uэ.
Рассчитаем потерю напряжения в наиболее длинной сети участка к станку № 1 (из группы 1). Расчетная схема представлена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1-Расчетная схема для определения потери напряжения.
По (5.5) определяем Uа Uр.
По формуле (5.3) потеря напряжения в трансформаторе
Потеря напряжения в шинопроводе ШРА4-250 по выражению (5.7)
Потеря напряжения в кабельной линии от ЩО 70 к ШРА по выражению (5.6)
Потеря напряжения в кабельной линии от ТП к ЩО 70 по выражению (5.6)
Потеря напряжения в проводе от ШРА к станку №1 по (5.6)
Определяем напряжение на зажимах электроприемников по (5.8)

15. ППР 1.doc

Таблица 15.1- Трудоемкости ремонтов и техобслуживания станочного оборудования
Настольно-сверлильный
Радиально-сверлильный
Вертикально-фрезерный
Горизонтально-фрезерный
Универсально-заточной
Продолжение таблицы 15.1
Вертикально-сверлильный
Горизонтально-расточной
Карусельно-шлифовальный
Точильно-шлифовальный
Пресс гидравлический
Поперечно-строгальный