Электроснабжение водозабора города Ноябрьска

Таблица 2.doc

Таблица 4.3 - Расчёт электрических нагрузок по предприятию.
Наименование цехов и узлов СЭС
Ноябрьский городской водозабор
Скважина №25302929а53
Скважина №1818а18б201747
Продолжение таблицы 4.3
Сооружения по обороту промывочной воды
Камера переключений 1
Камера переключений 2
Итого нагрузки до 1000В:
Освещение территории
Ноябрьский городской водозабор. Нагрузка 6 кВ.
Итого нагрузки 6 кВ:
Итого нагрузки по предприятию:

Таблица 4.doc

Таблица 9.1-Расчёт питающих линий
Тип и кол-во кабелей
Нагрузка на кабель А

таблица 1.doc

Таблица 4.1-Расчёт нагрузок на различных ступенях СЭС цеха
Наименование узла питания или группы электроприемников
Число Электроприемников
Установленная мощность приведенная к ПВ=100%
Коэф-т использования
Расчетная максимальная нагрузка
Задвижка электрическая фильтры №1 6
Задвижка электрическая фильтры №7 12
Задвижка электрическая фильтры №13 18
Задвижка электрическая фильтры №19 24
Воздушно-отопительный агрегат
Склад перманганата калия
Продолжение таблицы 4.1
Бактериологическая и химическая лаборатории

Таблица 3.doc

Таблица 5.2-Выбор числамощности и типа цеховых трансформаторных подстанций.
Наименование Цехов и узлов СЭС пром. предприятия
)Сооружения по обороту промывочной воды
)Камера переключений 1
)Камера переключений 2
Скважина №252929а3053
Скважина №1818а18б201747
Продолжение таблицы 5.2
Насосы второго подЪёма

Таблица 5.doc

Таблица 4.2 – Расчёт однофазной нагрузки
Наименование узлов СЭС и ЭП
Установленные мощности ЭП подключенных на линейное напряжение
Коэффициенты приведения
Установленная мощность ЭП подключенных на фазные напряжения
Средние мощности кВт Pc
Средние мощности квар Qc
Административный корпус
Потребители подключенные на Uф:
Итого от однофазной нагрузки

Записка.doc

Электроснабжение водозабора города Ноябрьска– Челябинск: ЮУрГУ Э 2007 г. 127 с 19 илл. Библиография литературы – 16 наименований. 7 листов чертежей формата А1.
Предложенная система электроснабжения потребителей позволяет осуществить рациональное получение распределение и потребление электроэнергии. Приводится расчет нагрузок потребителей в соответствии с требованиями к надежности электроснабжения. После анализа расчетов был выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от подстанции «Янга-Яха». Выбрана рациональная схема внутреннего электроснабжения. После расчета токов короткого замыкания выбрано электрооборудование как на низкой так и на высокой стороне ГПП.
Выбраны и рассчитаны виды защит и автоматических устройств рассмотрены вопросы охраны труда организации и планирования электрохозяйства
Технический паспорт проекта8
Характеристика производства12
Расчет электрических нагрузок14
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху18
4 Расчёт однофазных нагрузок23
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия28
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций30
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия35
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения35
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжени40
1 Вариант 1 – Питание от пст «Холмы»40
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию43
2 Вариант 2- питание от пст «Янга-Яха»46
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах46
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции47
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию48
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих лини от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию50
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения51
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий54
1 Выбор величины напряжения54
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия54
3 Конструктивное выполнение электрической сети55
4 Расчет питающих линий56
Расчет токов короткого замыкания59
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия62
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП62
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения63
3 Выбор токопровода67
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока68
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций70
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ73
Компенсация реактивной мощности76
Релейная защита (Расчет защит трансформатора ТДН- 16000 )85
1Защита от многофазных КЗ.85
3 Защита от внешних многофазных КЗ.88
4 Защита от перегруза89
Безопасность жизнедеятелности на предприятии91
1 Территория компоновка и конструктивная часть ГПП91
Наименование расстояния92
8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей101
Экономическая часть102
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса102
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства104
2.1 Организационная культура105
2.2 Организационная структура106
3 Планирование труда и заработной платы110
3.1 Планирование использования рабочего времени110
3.2 Планирование численности рабочих111
3.4 Планирование фонда заработной платы117
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления117
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание118
5 Планирование сметы текущих затрат119
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия (Спецвопрос)120
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения127
Список литературы130
Технический паспорт проекта
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В – 26994 кВт.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1000 В – 2520 кВт. (8АД-315 кВт)
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители III категории: - насосы первого подъёма
Потребители II категории: - котельная
-Сооружения по обороту промывочной воды
-камера переключений 1
-камера переключений 2
Потребители I категории: - насосная станция
Полная расчетная мощность на шипах ГПП: Sp = 48411 кВА
Коэффициенты реактивной мощности:
Заданный энергосистемой: tg j = 0.29
Расчетный: tg j = 0.287.
Напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятия линий Sк.з.= 8000 МВА.
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы тип и сечение питающей линии АС – 7011.
Количество тип и мощность трансформаторов ГПП: 2 ТДН – 16000110.
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.
Типы ячеек распределительных устройств ГПП – КЭ-10-20УЗ.
Количество цеховых ТП типы и мощности их трансформаторов:
Типы и сечения кабельных линий (табл. 1.1).
Таблица 1.1-Типы и сечения линий
Электрофикация гордского хозяйства является одним из важнейших путей эффективного развития его производительных сил и улучшение условий труда и быта. Она в наибольшей мере способствует совершенствованию технологий росту объема продукции и повышению производительности труда.
Преимущество использования электроэнергии в ряде промышленных технологий а также обеспечение при ее применении автоматизации многих процессов и их механизации предопределяет дальнейший рост электрофикации и следовательно увеличение потребления электроэнергии.
Все возрастающее потребление электрической энергии и все возрастающие затраты на добычу и транспорт топлива необходимого для ее разработки остро поставили вопрос об экономии топлива и энергии о внедрении электросберегающих технологий. Стратегическая направленность экономической политики в отношении экономии энергии сочетается с политикой углубления электрофикации всех отраслей народного хозяйства.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электроснабжения усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию системы электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Рационально выполненная современная система электроснабжения должна
удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности безопасности и удобству эксплуатации обеспечения надлежащего качества электроэнергии уровней напряжения стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта.
Характеристика производства
Водозабор города Ноябрьска находится в городе Ноябрьске. Основное назначение предприятия – подача в город питьевой воды и технической воды для нужд города.
Воду добывают с глубины 100-150 метров на 58 скважинах. Суточное потребление воды составляет 36000-38000 м.куб. за зимние и 27000-30000 м.куб за летние соответственно.
Из-за большого содержания железа и марганца в питьевой воде в 2000 году было принято решение о строительстве станции очистки подземных вод производительностью 75000 м. куб. в сутки. В 2005 году станция была успешно введена в эксплуатацию.
Станция водоочистки позволяет снизить на 98% содержание железа и на 80% содержание марганца.Это было достигнуто с помощью установки резервуаров где вода перемешивается с перманганатом калия. В результате химической реакции железо и марганец выпадают в осадокдалее вода проходит фильтрацию в фильтрах основным компонентом которых является кварцевый песок. Далее вода поступает в резервуары 2x20000м.куб. Последним пунктом очистки перед подачей воды в город служит станция ультрафиолетового обеззараживания.
Предприятие работает по трёхсменному графику работы. Годовое число часов максимальных электрических нагрузок Тм=4335 ч.
Климатические условия:
по толщине стенки гололеда – III район
по скоростным напорам ветра – III район.
Выбросы в атмосферу на предприятии отсутствуют.
Коррозионная активность грунта предприятия – средняя блуждающих токов в грунте предприятия нет. В грунте присутствуют растягивающие усилия.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
На ГПП предприятия установлены два трансформатора ТДН – 16000110. Электроприемники предприятия работают на переменном токе частотой 50 ГЦ на напряжении 6 и 04 кВ.
Виды коммутаций и тип грунта со средней коррозионной активностью без блуждающих токов позволяет прокладку кабелей типа ААШвУ.
Расчет электрических нагрузок
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу « Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок » (РТМ.36.18.32.4-92).[ 1 ]
Согласно этому методу расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников находятся по средней нагрузке к расчетному коэффициенту по активной мощности.
где:- расчетный коэффициент по активной мощности;
- коэффициент использования по активной мощности;
- номинальная активная мощность i-го элктроприемника кВт.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
где:- расчетный коэффициент по реактивной мощности;
- коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.
Согласно руководящих указаний с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:
уровень: силовой кабель питающий отдельный электроприемники от распределительных щитов (шинопровод);
уровень: силовой кабель питающий распределительный щит от магистрального шинопровода;
уровень: магистральные шинопроводы и шины 04 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;
уровень: сети питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;
уровень: шины главной понизительной подстанции;
уровень: сети питающие главную понизительную подстанцию.
В зависимости от уровня Рр Qр определяются по разному:
где:- коэффициент загрузки.
где:- расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников определяющиеся по формуле:
где :- эффективное число электроприемников.
Равенство и в силу того что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным то есть по форме приближается к графику реактивной мощности.
где :- коэффициент одновременности максимумов нагрузок;
- число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;
- число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;
- число трансформаторов подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.
где:- число узлов 3 уровня питающихся от распределительного пункта;
-число высоковольтных электроприемников подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;
- число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных) которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;
-число трансформаторов подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.
где: - экономически обоснованная величина реактивной мощности которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;
- задается энергосистемой.
Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.
где:- коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
- удельная осветительная нагрузка на 1 производственной поверхности пола цеха;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных групп электроприёмников по отраслям промышленности приводится в справочнике [4]. Расчетные кривые и таблицы для определения приводится в таблице 1 РТM 36.18.32.4-92.[ 1 ]
2 Определение приведенного числа электроприемников
При расчетах электрических нагрузок будем пользоваться следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где:- номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).
Под понимается такое число одинаковых по режиму работы электроприемников и одинаковой мощности которая обуславливает то же значение расчетного максимума что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере ремонтно-механического цеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблица 4.1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул приведенных в пункте 4.1. и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.
4 Расчёт однофазных нагрузок
В РМЦ имеются однофазные электроприемники включенные как на фазное так и на линейное напряжение. Определение эквивалентной трехфазной нагрузки однофазных ЭП проведено по методике приведенной в источнике[2] коэффициенты приведения p и q коэффициенты использования kиа и cosφ необходимые для расчета взяты там же. Результаты расчета сведены в таблицу 4.2.
5 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Результаты расчета сведены в таблицу 4.3. Коэффициент Кр для отдельных электроприемников предприятия принят из таблицы 2 методики тяжпромэлектропроекта.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
где: – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки [2];– удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха [3];– поверхность пола цеха.
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цеха с картограммой нагрузок . Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
где: – расчетные активные нагрузки цехов; – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2.
Произведем выбор величины масштаба .Имеем:
где:– расчетные активные нагрузки соответственно электроприемников напряжением до 1000 В выше 1000 В и электрического освещения кВт.
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где : – координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3
Таблица 4.4-Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия.
Сооружения по обороту промывочной воды
Камера переключений 1
Камера переключений 2
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников (ЭП) их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближено представлена в таблице 5.1.
Таблица 5.1-Связь между мощностью трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха
Плотность электрической нагрузки цеха s кВАм2
Экономически целесообразная мощность одного тр-ра цеховой подстанции
где :– расчетная электрическая нагрузка одного цеха кВА;
Величина рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию таблицы 5.1 не получается. Таким образом в общем случае мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а также ее категории числа типа габаритов трансформаторов на предприятии.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [4].
Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категории.
При выборе ТП учитывается что число типогабаритов трансформаторов не превышает 4. Это существенно сокращает резерв и упрощает эксплуатацию трансформаторов.
На промышленных предприятиях для установки в цехах (на цеховых ТП) применяются три типа понижающих трансформаторов общепромышленного назначения: масляные совтоловые и сухие. Выбор их зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.п.
В нашем случае мы устанавливаем масляные трансформаторы типа ТМ. Все данные по типу трансформаторов заносим в таблицу 6.4 согласно [5].
При выборе трансформаторов цеховых ТП определяется наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В для этой ТП:
где: – число трансформаторов цеховой ТП;
– допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП
в нормальном режиме [2];
– номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;
– расчетная активная нагрузки на ТП.
Величина является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей:
где:–расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При трансформаторы ТП не могут пропускать всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения данной ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут составлять соответственно:
где:– число взаимно резервированных трансформаторов цеховой ТП;
– полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор
ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Все расчеты сведены в таблицу 5.2.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения
По приближенной формуле Стилла находим величину рационального напряжения:
– расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
где:- расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия кВт;
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций кВт;
- расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории кВт;
- коэффициент одновременности максимумов. Является функцией числа присоединений N и средневзвешанного коэффициента использования по активной мощности (РТМ.36.18.32.4-92) [1]. N является суммой числа цехов и числа высоковольтных устройств (N= 13+8=21).
где:– средняя суммарная низковольтная нагрузка (табл. 6.2);
- средняя суммарная высоковольтная нагрузка (табл. 6.2);
- суммарная номинальная низковольтная нагрузка (табл. 6.2)
- суммарная номинальная высоковольтная нагрузка
Находим по таблице 2 (РТМ.36.18.32.4-92)[1]. ;
Принемаем стороннюю нагрузку 15500 кВт.
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения (рис. 6.1): 1 вариант – питание от подстанции «Янга-Яха» напряжение 110 кВ;
вариант – питание от подстанции «Холмы» напряжение 35 кВ.
2 Выбор трансформаторов на ГПП
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:
где:- экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции потребляемая предприятием от энергосистемы (; [6]).
где:- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции при варианте 35 и 110 кВ соответственно.
Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:
где:– коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме; = 07 [ 4 ]
На ГПП выбираем:при варианте 35 кВ два трансформатор ТДН – 1600035;
При варианте 110 кВ два трансформатора ТДН – 16000110.
Расчётный коэффициент загрузки трансформаторов ГПП в нормальном режиме:
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы равен:при варианте 35 кВ- 061;при варианте 110 кВ-062.Результаты расчётов сведены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2-Сравнение вариантов целесообразного напряжения.
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс кВА
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП Qтргпп квар
Полная расчетная нагрузка Sр кВА
Мощность трансформаторов ГПП Sт кВА
Тип трансформаторов ГПП
Номинальная мощность тр-ра кВА
Напряжение на высокой стороне Uвн кВ
Напряжение на низкой стороне Uнн кВ
Потери холостого хода Рхх кВт
Потери короткого замыкания Pк кВт
Напряжение короткого замыкания Uк%
Ток холостого хода Iхх %
Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм
Коэф-т загрузки в послеаварийном режимеКз.авар
Схема внешнего электроснабжения на 110 и 35 кВ представлена на рисунке 6.1 и 6.2 соответственно.
с.ш. 10 кВ 2 с.ш. 10 кВ
Рисунок 6.1-Схема внешнего электроснабжения на 35 кВ.
Рисунок 6.2-Схема внешнего электроснабжения на110 кВ.
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжени
1 Вариант 1 – Питание от пст «Холмы»
Паспортные данные трансформатора ТДН 1600035:
1.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
где:-мощность холостого хода;
-мощность короткого замыкания;
- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
-число трансформаторов.
где:-номинальная мощность трансформатора;
-ток холостого хода;
-коэффициент загрузки;
-напряжение короткого замыкания.
Потери электрической энергии в трансформаторе за год:
где:-количество трансформаторов на ГПП;
-мощность холостого хода;
-годовое число работы предприятия;
-коэффициент загрузки трансформатора;
-мощность корорткого замыкания;
-годовое число часов максимальных потерь.
1.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
где:- расчётная активная нагрузка предприятия;-потери активной мощности;-потери активной мощности в трансформаторе;
-экономически целесообразная реактивная мощность.
Расчетный ток цепи линии:
Ток в послеаварийном режиме:
где:-расчётный ток линии
где:-расчётная мощность линии;
-номинальное напряжение;
Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока J=11 Амм2
где:-расчётный ток линии.
Выбирем ближайшее стандартное сечение. Провод АС-15019 А омкм омкм 6.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: 450³324 А (проходит)
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
где:-количество линий;
-расчётный ток линии;
-активное сопротивление линии;
-число часов максимальных потерь;
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 2.
где:-мощность короткого замыкания системы;
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
-удельное реактивное сопротивление линии.
Определим ток короткого замыкания в точке К1.
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где:-ударный коэффициент 1.
Аппериодическая состовляющая:
где:-постоянная времени затухания.
Рисунок 7.1 - Исходная схема А) и схема замещения Б) для расчета токов
короткого замыкания (35 кВ)
Определим ток короткого замыкания в точке К2:
где:=18-ударный коэффициент.
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
где:- время срабатывания защиты;
-собственное время отключения (с приводом) выключателя.
Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35630-10.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные сведены в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 - Оборудование 35 кВ
ВГБЭ- 35630 - 10УХЛ1
РРЗ - 35 - 1000 – У3
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-Ф-3536. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
2 Вариант 2- питание от пст «Янга-Яха»
Паспортные данные трансформаторов ТДН-16000110
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
где:-коэффициент загрузки трансформатора в нармальном режиме.
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток одной цепи линии:
Ток при повреждении одной цепи линий:
Сечение проводов линии нахождим по экономической плотности тока J=11 Амм^2
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-7011 имеет длительно допустимый ток = 265 А [6] и удельные сопротивления:
=0.42 омкм =044 омкм [7] при среднегеометрическом расстоянии между проводами фазы ДСР = 5000 мм.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
Провод АС-7011 по условию короны проходит т.к. минимальное сечение (по условию короны) провода для напряжения 110 кВ равно 70 мм2.
Потери активной энергии в проводах линии за год:
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Для выбора аппаратуры проведём расчёт токов короткого замыкания схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 8.1.
Рисунок 7.1- Исходная схема А) и схема замещения Б) для расчета токов
короткого замыкания (110 кВ)
Мощность короткого замыкания системы:Sк=8000 МВА.
Базисная мощность: =1000 МВА.
Базисное напряжение: =115 кВ.
где:- удельное сопротивление воздушной линии;
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где:-постоянная времени затухания.
Определим ток короткого замыкания в точке К2
Ударный ток короткого замыкания ( =18):
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих лини от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию
Результаты выбора и проверки аппаратов для варианта 1 сведены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Выбор оборудования варианта 2
ВГУ - 110 - 402500У1
РДЗ - 110 - 2000 - У1
Продолжение таблицы 7.2
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-Ф-11077 УХЛ1 в нейтраль силового трансформатора включаем 1×ОПН-П-11056 УХЛ1 ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А tтер = 119 кА2с).
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по [8];
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 2 сведены в таблицы 7.3 7.4.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где:- удельная стоимость;
=435.4 рубкВт*мес-основная ставка тарифа;
=0.332 рубкВтч-стоимость 1 электроэнергии;
-отношение потерь активной мощности предприятия DPэ в момент наибольшей активной нагрузки нагрузки энергосистемы к максимальным потерям DPм активной мощности предприятия.
- поправочный коэффициент: для 10 кВ;
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 8.5.
Таблица 7.3 – Экономические показатели варианта 1
Наименование оборудования
Стоимость единицы тыс. руб.
Кап. вложения тыс. руб.
Потери эл. энергии кВт*ч
Стоимость потерь тыс. руб.
Трансформатор силовой
ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах
ВГБЭ -35630 - 351 УХЛ1
Продолжение таблицы 7.3
РДЗ - 35 - 1000 - У1
ТВ - 35 - У1 - 0510Р
Таблица 7.4 – Экономические показатели варианта 2
Стоимость потнрь тыс. руб.
ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах
Таблица 7.5 - Сравнение вариантов 1 и 2
Кап. затраты тыс. руб.
Приведённые кап. затраты тыс. руб.
Стоимость потерь тыс. руб
Приведённые затраты тыс. руб.
В результате сравнения вариантов видим что вариант 2 экономичнее варианта 1 на 39% выбираем вариант 2.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий
1 Выбор величины напряжения
Выбор величены напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величены нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”принимаем напряжение 6 кВ.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схему распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем радиальную при последовательном линейном расположении подстанций для группы технологически связанных цехов с числом присоединенных подстанций три шесть и радиальные при нагрузках располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Двухступенчатые радиальные схемы (установка распределительных пунктов) выполняется при наличии в цехах большой группы электроприёмников напряжением свыше 1 кВ. при числе отходящих линий с обеих секций распределительных пунктов не менее восьми так как в этом случае это будет экономически целесообразно.
Схема сетей внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1-схема внутреннего электроснабжения предприятия.
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Так как на комбинате имеется широко разветвлённая сеть технологических эстакад то кабели будем прокладывать в них. Для прокладки используем кабель марки ААШвУ
4 Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где:- мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где:- экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где:- поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4];
-поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель [4];
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где :- коэффициент перегрузки [4];.
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где:- расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля [2].
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки элементов схемы электроснабжения.
Исходная схема для расчета токов короткого замыкания и расчетная эквивалентная схема представлены на рис. 10.1. Токи короткого замыкания определяются в следующих характерных точках:
К1 и К2 – точки в схеме внешнего электроснабжения;
К3 – сборные шины распределительного устройства низшего напряжения ГПП;
К4 – распределительное устройство низшего напряжения самой мощной из цеховых ТП.
Базисная мощность SБ = 1000 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции электросистемы Sc = 8000 МВА.
Рисунок 9.1-Схема для расчёта токов КЗ
Определяем токи короткого замыкания на ступенях системы:
Токи короткого замыкания в точках К1 и К2 были определены ранее (раздел 8.1.3) .
Из раздела 8.1.3: Х1=022; Х2=003.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К3:
где: -мощность трансформатора на ГПП.
Найдём базисный ток:
Найдём сопротивление энергосистемы Xэс:
где:-сопротивление системы;
-сопротивление трансформатора ГПП
Периодическая составляющая тока к моменту t=0:
Для энергосистемы Ес=1.
Принимаем постоянной в течение всего процесса замыкания.
где:-ударный коэффициент 165 [ 6 ]
Ток короткого замыкания в точке К4 (Ремонтно-механический цех) (ТП4):
Сопротивления трансформатора (ТМ 1000) выберем из 4.11 [1]:
Сопротивление контактов выключателя (Iном=630 А) выберем из 4.13 [1]:
Ток КЗ в точке 4 равен:
Ударный ток в точке К4:
где:-ударный коэффициент
Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
В точке К5 и К6 токи расчёт аналогичный точке К3
Таблица 9.1-Мощность и токи коротких замыканий
Мощность кз ступенни
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия
Выбор и проверка электрооборудования предполагают сравнение каталожных данных каждого аппарата принимаемого к установке с расчетными параметрами точки схемы электроснабжения в которой устанавливается этот аппарат.
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП
Для двухтрансформаторной подстанции с постоянным оперативным током предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд.
где:-мощность трансформатора на ГПП
Принимаем к установке ТСН типа ТМЗ-10010.
ТСН подключаем через предохранитель.
Принимаем предохранитель ПКТ 101-10-10-315У3.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения
РУ на напряжение 10 кВ принимается комплектным из шкафов серии КУ-10 для внутренней установки. Ячейки комплектуются выключателями ВВЭ-10 и трансформаторами тока ТЛ.
Выбор выключателей производится:
-по номинальному напряжению Uуст Vном;
-по длительному тону Iраб.утяж. Iном;
-по отключающей способности .
Выключатели проверяются на симметричный ток отключения по условию:
Int Iотк ном ; (10.1)
на возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:
iat ia ном = ×× Iотк ном.
где:Bн–нормированное значение содержание апериодической составляющей в отключаемом токе в %;
t – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов;
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по условию:
На термическую стойкость:
Если условие: Int Iотк ном соблюдается а iаt ³ iа ном то допускается проверка на отключающую способность производится по номинальному току к.з.
Ток утяжеленного режима:
Принимаем КРУ : КЭ-10-20 У3.
Ta= 012 согласно [6]
t = tр.з. + tсв = 001 + 0075 = 0085 с.
где: -время срабатывания релейной защиты.
Вн = I2nt (tз + tв + Тa) (10.4)
Вн = 6.562 × (15 + 0075 + 012) = 7.02 кА2×с.
Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 – Выбор вводных ячеек
На отходящих линиях устанавливаем КРУ КЭ-10-20-630 У3 выбор выключателей отходящих линий представлен ниже.
Выбор трансформатора тока производится по условиям таблицы 10.2 и произведён в ней же.
Таблица 10.2 – Выбор трансформаторов тока вводных ячеек
Выбранный трансформатор тока проверяется по вторичной нагрузке (табл. 10.3) по схеме на рис. 10.1
Таблица 10.3 – Нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощность ВА
Счетчик активной энергии
Рис. 10.1 – Схема подключения приборов
Выберем контрольные кабели:
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе А. Общее сопротивление приборов.
где:-мощность приборорв.
Допустимое сопротивление приборов :
rпров = 08 – 02 –007 = 053 Ом.
Применим кабель с алюминиевыми жилами длиной 40 метров. Трансформаторы соединены в неполную звезду:
где:- расчётная длина зависящая от схемы сопротивления трансформаторов тока для 10 кВ 4 - 6 м [6].
Принимаем кабель АКРВГ –4 х 4
Секционный выключатель 10 кВ:
Амперметр типа Э - 335 с нагрузкой на каждую фазу по 05 В*А:
rпров = rг.ном – rприб – rконт = 08 – 002 –005 = 073 Ом.
где: - расчётная длина зависящая от схемы сопротивления трансформаторов тока для 10 кВ 4 - 6 м [6].
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 08.10 с паспортными данными: Uном = 10 кВ S2ном = 3×75 = 225 ВА работающий в классе точности 05. К нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 10.4.
Таблица 10.4 - Нагрузка трансформаторов напряжения
Общая потреб мощность
Ввод 10 кВ трансформатора
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
S2 S2ном т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.
Выберем токопровод соединяющий силовые трансформаторы ГПП и РУ напряжением 10 кВ условия выбора и сам выбор представлены в таблице 10.5.
Таблица 10.5 – Выбор токопровода
Iтерм^2*tтерм = 4800 кА^2*c
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока
Результаты расчётов сведены в таблицу 10.6.
Таблица 10.6 – Выбор выключателей 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока
Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей:
От главной понизительной подстанции до распределительного пункта 1:
- время срабатывания релейной защиты;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.[ 6 ]
Сечение кабеля удовлетворяющее термической стойкости токам короткого замыкания:
От распределительного пункта 1 до распределительного пункта 2 - время срабатывания релейной защиты;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
От распределительного пункта 2 до высоковольтных двигателей - время срабатывания релейной защиты;
Таблица 11.7 – Проверка кабелей на термическую стойкость
Все кабели прошли проверку на термическую стойкость
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
На вводах трансформаторных подстанций скважин устанавливаем разъединители и предохранители на вводе на подстанцию станции водоочистки
выключатель нагрузки и предохранители. Результаты выбора сводим в таблицу 10.9. Выбор аппаратов производится по справочнику [1].
Таблица 10.9 – Выключатели нагрузки и предохранители
Тип выключателя и разъединителя
На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. По величине тока короткого замыкания в точке К6 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 10.10 [2].
Таблица 10.10 – Автоматические выключатели
Место установки выключателя
А3726; Iном = 400 А; Iо = 27 кА
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ
Для выбора коммутационной аппаратуры на стороне 04 кВ был произведён расчёт токов к.з. в разделе «Расчёт токов короткого замыкания». Так же в разделе 10.5 был выбран автоматический выключатель на вводе ВРУ.
Выбираем распределительные шкафы. В таблице 10.11 были расчитаны нагрузки и рабочие токи на каждый шкаф:
Таблица 10.11- Нагрузки и рабочие токи
Шкаф распредилительный
Выбираем шкаф ШР ПР11М-324-54 УХЛ3 которые соединяются со СШ РПН кабелями марки ААШв.
Падение напряжения в шинах:
где: l – длинна провода
Uн – номинальное напряжение шины.
Выбираем провода и плавкие вставки предохранителей. Для этого определим величины рабочих токов двигателей по формуле:
где: Кз – коэффициент загрузки двигателя принимаем равным 08;
Рн – номинальная мощность двигателя (берётся из таблицы 1);
- к.п.д. принимаем равным 09;
Uн – номинальное напряжение;
cos - коэффициент мощности двигателя (берётся из таблицы 4.1).
Номинальный ток выключателя выбираем по рабочему току (берётся из таблицы 1)
Сечение проводов выбираем по условию:
Провод проложен в кабель канале от ШР до электроприёмника. Для соединения выбираем провода марки АПВ или кабель АВВГ
Все результаты расчётов и выбора оборудования сводим в таблицу 10.12
Таблица10.12 - Выбор аппаратуры в главном корпусе
Мощность одного ЭП Рном кВт
Задвижка электрическая
Воздушно отопительный агрегат
Продолжение таблицы 10.12
АквадистиляторСушильный шкафбаня водяная
Баня водянаяшкафзаслонка воздушнаяпечь муфельнаястол
Сушильный шкафшкафстолзаслонка воздушная
Компенсация реактивной мощности
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На районной подстанции установлены два трансформатора типа ТДН-1600011010 мощностью по 16 МВА каждый.
Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет 2 секции с.ш.
Схема для расчёта компенсации реактивной мощности представлены на рисунке 11.1.
В таблице 11.1 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 11.1.
Сопротивление трансформатора:
Сопротивление кабельной линии:
где : - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Таблица 11.1 – Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Трансформаторная подстанция
Продолжение таблицы 11.1
Рисунок 11.1- Схема электроснабжения предприятия
Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП подключенных к с.ш. РП1 и РП2:
ТП 2 ТП 3 ТП4 ТП5 ТП6 - питаются по магистральной линии:
Рисунок 11.2 – схема для расчёта эквивалентных сопротивлений
Найдём сопротивления в точках 1 2 3 4 5:
Найдём эквивалентные сопротивления:
ТП 13 ТП 15 ТП 17 - питаются по магистральной линии:
Рисунок 12.5- Схема для расчёта эквивалентных сопротивлений
Найдём сопротивление в точках 1 2 3.
Для остольных участков сопротивления рассчитываются аналогично.
Определяем оптимальную реактивную мощность низковольтных БК подключенных к ТП в предположении что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа =).
Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.
Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:
где: – коэффициент учитывающий затраты обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности:
α – основная ставка тарифа рубкВт;
– стоимость 1 кВтч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);
Для 110 кВ: α = 5225 рубкВт год; = 033 рубкВч
Км = РэРм = 081 – отношение потерь активной мощности предприятия Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям Рм активной мощности предприятия;
– время использования максимальных потерь ч.
С0 = = 6763.95 рубкВт
Непосредственное определение затрат на генерацию реактивной мощности:
- для низковольтных БК (04 кВ)
- для высоковольтных БК (10 кВ)
З1г.кв = З10 = (11.5)
Определение реактивной мощности источников подключенных к СШ 10 кВ ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК подключенных к ТП определяем в предположении что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа λ = З10):
Qсi = Q1i + ΔQтi +Q1i + ΔQтi + (11.6)
где: а = 1000=100010 = 10 кВ-2
Результаты расчета мощностей Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 11.2.
Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к СШ 10 кВ РП производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ РП:
Подставим все найденные значения в формулу (11.6):
Q0 = 1.45 - 0.56 - 0.692 = 0.198 Мвар > 0
Необходима установка высоковольтных конденсаторных батарей в распределительное устройство 10 кВ.
Результаты расчетов сводим в таблицу 12.4:
Таблица 11.4 – Низковольтные блоки конденсаторов
Тип принятой стандартной БК
Значение коэффициента реактивной мощности tgφэ заданного предприятию энергосистемой:
Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
где: - мощность конденсаторной установки
Найдём резерв реактивной мощности для этого найдём генерируюмую реактивную мощность:
Потребляемая мощность =
Резерв реактивной мощности равен 0.8 % поэтому требуется установка дополнительных батарей конденсаторов.
Принемаем:КС-105-75 2У3.Мощностью 150 кВар.
Релейная защита (Расчет защит трансформатора ТДН- 16000 )
1Защита от многофазных КЗ.
На силовых трансформаторах в качестве защиты от различных видов КЗ принимают продольно дифференцированную защиту. Поскольку оперативный ток постоянный то защиту удобнее выполнять на РСТ – 15.
Номинальные первичные токи трансформатора:
где: - номинальная мощность трансформатора;
- напряжение на стороне 115 кВ.
- напряжение на стороне 10.5 кВ
Принимаем к установке ТТ на стороне ВН типа ТФЗМ-110150Б-1-0510Р с коэффициентом трансформации =30 (соединение обмотки НН по схеме треугольник) на стороне НН ТТ типа ТПЛК-10-УЗ-1500-0510Р с коэффициентом трансформации =300 (соединение обмотки НН по схеме неполная звезда).
Тогда вторичные токи находятся по формуле:
где: =- коэффициент схемы [ 1 ]
Основной стороной защиты является сторона с большим током ВН.
Расчетный ток не баланса:
где: - рассчитывается для всех типов дифференциальных защит.
- рассчитывается для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой
где:- пределы регулирования на высоком напряжении;
- пределы регулирования на низком напряжении.
Если трансформатор двухобмоточный то =0 [ 1 ]
- рассчитывается для трансформаторов.
где: - число витков не основной обмотки
Подставим полученные выражения в (15.4) получим:
Где: – Класс точности ТТ;
Кодн - Коэффициент однотипности (Кодн=1);
Ка - Коэффициент апериодической составляющей (Ка=1);
Ток срабатывания защиты по условию отстройки: тока не баланса (с коэф. Котс=125) и броска тока намагничивания (с коэф. Котс=0.5):
Принимаем больший ток: Iсз=238.8 А.
Находим коэффициент чувствительности (предварительный):
Соответствующий ток в реле с учетом схемы соединения ТТ (на основной стороне):
где:= - коэффициент схемы.
Расчетная МДС основной обмотки
где: W - число витков основной обмотки рекомендовано принять 12 или 16 (принимаем Wосн=12);
Focн= 180 А – принимаем.
Число витков не основной обмотки рассчитаем как:
Принимаем число витков не основной обмотки Wне осн=12;
Ток в реле на не основной стороне:
Ток срабатывания защиты по условию отстройки: тока не баланса (с коэф. Котс=125
Проверяем защиту по коэффициенту чувствительности:
Газовая защита от межвитковых замыканий и других внутренних повреждений. Выполнена на реле РГТ - 80;
Уставка времени срабатывания скоростного нижнего элемента реле составляет tср=3 мс.
3 Защита от внешних многофазных КЗ.
В качестве внешней защиты трансформатора от внешних многофазных КЗ предусматривается МТЗ с независимой выдержкой времени. Выполненная на реле РСТ – 13 с ТТ включенным по схеме неполная звезда.
Ток срабатывания защиты с учетом коэффициента само запуска Ксз=12:
В зоне резервирования в конце линии.
Ток срабатывания реле:
где: Ксх=1 ( полная звезда) [1];
Принимаем реле РСТ – 13 – 19.
Время срабатывания защиты выбираем из условия отстройки от аналогичной защиты на на СВ :
4 Защита от перегруза
Защита от перегруза является токовой защитой выполняемой на одной фазе А со стороны питания. Ее ток срабатывания:
Время срабатывания защиты tсз=9 с.
Безопасность жизнедеятелности на предприятии
В данном разделе дипломного проекта рассмотрены вопросы организационных технических мероприятий а также средства обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока электромагнитного поля электрической дуги и электрических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работы;
обучение и инструктаж персонала;
контроль за выполнением правил технической эксплуатации и техники безопасности.
К техническим мероприятиям относятся:
обеспечение нормального освещения в зоне работ;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного инструмента а так же применение блокировок коммутационных аппаратов спецодежды.
ГПП является одним из важнейших объектов СЭС в тоже время это объект повышенной опасности поражения обслуживающего персонала электрическим током. Поэтому на ГПП должно уделяться особое внимание вопросам техники безопасности и охраны труда.
1 Территория компоновка и конструктивная часть ГПП
Местоположение ГПП выбирается с учетом требований ПУЭ расположения ЦЭН и розы ветров района (загрязняющие атмосферу дымы от основного производства не загрязняют оборудование ГПП).
Оборудование ОРУ-110 кВ располагается таким образом чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов транспортировки трансформаторов проезда пожарных машин и передвижных лабораторий (предусмотрен проезд вдоль выключателей габарит проезда не менее 4 м по ширине и высоте).
Территория ГПП ограждается бетонным забором высотой 3 м.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ приняты равными [4]:
Таблица 13.1-Наименьшее расстояние от токоведущих частей до элементов ОРУ
Наименование расстояния
Изоляционное расстояние мм
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней
От не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а так же между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ устанавливаются разъединители РДЗ. От неверных операций разъединителями предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Так же предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносного заземления что повышает безопасность работ и снижает аварийность.
КРУН-10 кВ выполняется с односторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют механические блокировки:
блокировка исключающая выкат тележки при включенном выключателе;
блокировка привода выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей исключающая возможность оперировать приводами разъединителей при включенном выключателе;
КРУН располагается отдельно имеет два выхода расположенные с противоположных торцов. Двери КРУН имеют самозакрывающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
Арматура изоляторов ОРУ и шин ГПП окрашивается в желтый зеленый и красный цвета (соответственно фазам А В и С). Все кабели ГПП в местах присоединения имеют таблички с адресом маркой и сечением.
Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Правил использования и испытания защитных средств".
Защитные средства представлены в таблице 13.2
Таблица 13.2-Защитные средства
Штанга изолирующая: 110 кВ
Указатель напряжения: 110 кВ
Изоляционные клещи: 10 кВ
Диэлектрические боты
Диэлектрические перчатки
Временные ограждения
Продолжение таблицы 13.2
Переносные заземления 110 кВ
Предупредительные плакаты
Контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединенных к трансформатору напряжения НТМИ-10. Так же для контроля изоляции служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗРЛ установленные в ячейках КРУ.
В сети напряжением 10 кВ используется защита от ОЗЗ с действием на сигнал. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения kV подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединенной по схеме «разомкнутого треугольника» (рис. 131).
Реле имеет уставку по напряжению равную 03U ф. В нормальном режиме работы напряжение нейтрали не превышает 15 % U ф что составляет не более 15 В на зажимах указанной вторичной обмотки. При возникновении ОЗЗ напряжение на нейтрали возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки - до 100 В. При этом реле срабатывает и включает сигнализацию (световую или звуковую) о появлении ОЗЗ в электрической цепи.
Такой комплект является общим для одной секции сборных шин.
Рис. 13.1-Трёхфазный трансформатор напряжения
На ГПП предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Территория ГПП освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Ремонтное освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В.
Внутреннее освещение выполнено светильниками типа ЛСПО2 (с люминесцентными лампами подвесные для промышленных и производственных зданий).
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами установленными в ПУЭ.
Световой поток определяется по выражению:
где:Е=5 лк – минимальная освещенность принято для ОРУ ГПП по шкалам освещенности;
Кзап=15 – коэффициент запаса учитывающий потери света от загрязнения стёкол прожекторов [1];
е=1 – суммарная условная освещенность от близлежащих источников;
=11 – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока.
где:Z=12 – отношение средней освещенности к минимальной;
S=6141 м2 – площадь;
=065 – КПД светового потока.
Примем число прожекторов равным N=8.
Мощность одной лампы:
где:W = 1 Втм2 – удельная мощность.
К установке принимаем 8 прожекторов типа РКУО3–500–001–УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 500 Вт. Устанавливаются прожекторы по углам ОРУ ГПП на высоте h=8 м.
5 Пожарная безопасность
Территория ОРУ-110 кВ относится к категории Г-III. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслоприемника и маслосборника трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения. Между трансформаторами расстояние менее 15 м следовательно ставится противопожарная перегородка.
По степени пожарной опасности КРУН-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г-II.
Здание КРУН выполнено из алюминиевых панелей с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются по кабельным конструкциям. Помещение КРУН оснащено огнетушителями типа ОУ-8(5 штук) на ОРУ - ОП-5 (3 штуки).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1 штука;
-ящик с песком (05 м3) и лопаты.
6 Защита ГПП от грозовых перенапряжений
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений»(СН-305-77).
Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году. Устанавливаем 4 молниеотвода на порталы.
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:
где: D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:
где:а=80 м b=50 м соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
hа – активная высота молниеотвода.
Высота молниеотводов:
где: hх=17 м – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
На рис.17 показана зона защиты на высоте hx=11 м.
Рис.13.2-Зона защиты на высоте hx=11 м.
Наибольший ток через заземление при замыкании на землю со стороны 110 кВ – 51 кА. Грунт в месте сооружения подстанции – песчаный. Площадь территории подстанции S=4000 м2. Удельное сопротивление грунта: ρ=500 Ом м. Климатическая зона 1. Дополнительно в качестве естественных заземлителей используем тросы-опоры с сопротивлением заземления Re=2 Ом.
Со стороны 110 кВ в соответствии с ПУЭ требуется сопротивление заземления 05 Ом а со стороны 10 кВ:
где: Iрасч – расчетный ток замыкания на землю со стороны 10 кВА; Uрасч=125 В – расчетное напряжение на заземляющем устройстве (заземляющее устройство используем и для установок подстанции напряжением 110 кВ).
Так как 18 20 А то по [1] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
где:Uном – номинальное напряжение сети кВ;
lв –20124 общая длина электрически связанных между собой воздушных линий км.
Сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя:
Повышающий коэффициент для киматической зоны 1 4 принимаем равным 7 для горизонтальных протяженных электродов при глубине заложения 07 м и 2 для вертикальных стержневых электродов длиной 5 м при глубине заложения их вершин 05-07 м.
Расчетные удельные сопротивления:
-для горизонтальных электродов Ом·м;
-для вертикальных электродов Ом·м.
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода – уголка №50 длиной l=5 м при погружении его ниже уровня земли на 07 м:
t – высота погружения от поверхности земли до середины электрода.
Примерное число вертикальных заземлителей при предворительно принятом коэффициенте использования kи.в.э.=08:
Сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полос 40x480 мм2) приваренных к верхним концам уголков:
где:b=40 мм – ширина полосы;
Действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе уголков примерно 100 и отношении аl=2 (a – расстояние между вертикальными электродами) kи.г.э.=024 4:
Уточненное сопротивление вертикальных электродов:
Уточненное число вертикальных электродов определяют при коэффициенте использования kи.в.э.=06 при n=100 и al=2:
Окончательно принимаем 93 уголка.
Дополнительно к контуру на территории подстанции устанавливаем сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08-1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 6 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и подъездов а также по краям контура прокладывают углубленные полосы. Эти неучтенные горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления.
Проверим термическую стойкость полосы 40x600 мм2. Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания tп=11 с:
где:С=74 – постоянная для стали.
Таким образом полоса 40x600 мм2 удовлетворяет условию термической стойкости.
8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей
На ГПП применяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи типа СК. В процессе работы батареи выделяются пары серной кислоты водород и кислород образующие взрывоопасные смеси. Поэтому разработаны специальные требования к помещениям аккумуляторных батарей их эксплуатации.
В помещениях аккумуляторных батарей применяется противовытяжная система для отопления и вентиляции. Подача и удаление воздуха производится по каналам в стенах с разных сторон помещения.
В помещении вентиляционной камеры находящейся рядом с аккумуляторной площадью 6 – 10 м2 устанавливаются вентиляторы и калориферы. Вентиляторы должны обеспечивать 5 - 6 кратный обмен воздуха в час.
Точно потребленный в час объем свежего воздуха определяется по выражению:
где:Iз=5 А – наибольший ток заряда;
n=120 - количество батарей.
По результатам расчета принимаем естественную вентиляцию помещения. Вытяжная шахта - труба вентиляции выводится выше кровли на 15 м.
Целью экономической части проекта является оценка экономической эффективности принятых решений и анализ экономических результатов. Для этого решаются следующие задачи:
Выбор варианта электроснабжения предприятия.
Расчет капитальных вложений по данному варианту.
Расчет текущих затрат.
Оценка экономической эффективности проекта.
На основании технико-экономических расчетов приведенных в разделе 8 выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от пст «Янга-Яха». результаты сравнения вариантов в таблице 14.1.
Таблица 14.1 исходные данные.
Потери эл. эл. энергии
Стоимость потерь эл.
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса
Система общих и маркетинговых целей предприятия может быть построена по логической схеме: “ценности мировой культуры – идеальное видение будущего состояния – миссия – иерархия целей – стратегия реализации целей – задачи и действия”
Соотношение влияния движущих сил реализации целей и сдерживающих сил этому препятствующих покажем на схеме поля сил (рис.14.1).
Движущие силы Потенциал изменений
Рисунок 14.1-Анализ поля сил
Далее рассмотрим систему целей энергетического хозяйства предприятия т.е. построение дерева целей.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподчиненность и связь подразделений в иерархии управления. Дерево целей
представлено на рис. 14.2.
Рисунок 14.2-Дерево целей
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства
Организационная культура – совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чем думаем. Как та или иная совокупность убеждений традиций ценностей и норм персонала организационная культура требует соответствующих организационных и производственных структур.
2.1 Организационная культура
Для данного предприятия тип организационной культуры – культура роли. Для этого типа культуры характерна строгая специализация основной источник власти – сила положения а контроль осуществляется с помощью правил инструкций которые определяют полномочия и разделение работ. Рассмотрим данную организационная культура в которой преобладает сила специалистов и нацеленность на общий результат. Для такой культуры характерно следующее:
-руководитель должен быть объективным и точным избегать использовать власть в своих интересах требовать от подчиненных выполнение работ в соответствии с их обязанностями;
-ответственный и надежный подчиненный беспрекословно выполняющий свои обязанности;
-член организации считает приоритетным обязанности и требования соответствующие его роли и привычкам;
-в такой организации преуспевают добросовестные и ответственные люди преданные своему делу;
-организация относится к сотруднику в соответствии с положениями контракта;
-сотрудниками управляют и на них влияют безличностным проявлением силы;
-один сотрудник руководит другим в соответствии с предписаниями;
-основаниями для постановки задачи является формирование распределения обязанностей и ответственности;
-работа совершается с соблюдением договорных обязательств и личной преданности;
-конфликт подавляется ссылкой на правило;
-директивы поступают сверху вниз информация поступает снизу вверх в пределах функционального треугольника соединенного вверху;
Сильными сторонами такой культуры являются:
четкое разделение функций;
нацеленность на выполнение обязанностей в соответствии с ролью сотрудника в организации;
разрешение конфликтов путем переговоров и компромиссов;
направленность сотрудников на выполнение конкретных задач;
служащим дается возможность стать компетентным в своей области;
выраженная иерархия власти.
Слабыми сторонами являются:
стремление к положению со статусом;
невозможность охватить все возможные нюансы работы удовлетворяющие обе стороны.
Возможности такой культуры:
высокая эффективность в стабильном окружении со стабильным рынком;
высокое качество работ.
Угрозой культуре роли являются:
изменения окружающей среды сопровождаются плохой адаптацией и медленной реакцией на них.
2.2 Организационная структура
Организационная структура – это система взаимоотношений между должностями и людьми в организации.
Назначение организационной структуры заключается в распределении работ между членами организации и координации их действий направленных на достижение общих целей.
Организационная структура линейно-функциональная.
Организационную структуру управления отобразим схемой линейно-функциональных взаимосвязей служб управления (рис.14.3) где сплошной линией показаны линейные связи пунктирной – функциональные.
Рисунок 14.3 организационная структура предприятия
2.3 Функциональная матрица и должностная инструкция
Матрица образуется при взаимно перпендикулярном размещении схем организационной структуры энергохозяйства и структуры работ. Поэтому далее определим перечень работ – общих и конкретных функций менеджеров и исполнителей направленных на реализацию целей сформулированных в п.14.1.2
Распределение ответственности за выполнение работ показано в табл.14.2. Таким образом фиксируется разделение линейного и функционального руководства.
Таблица 14.2- Распределение ответственности за выполнение работ.
Работы функции операции
Должности менеджеров специалисты исполнители
*создание структуры по эффективному обслуживанию энергохозяйства;
* получать и распространять информацию об изменении работ энергосистемы;
*организовать распределение ресурсов.
Продолжение таблицы 14.2
* составление графика работы предприятия;
* организует участки по выполнению определенного типа работ;
* осуществляет регулирование отбора персонала;
* производит инструктаж подчиненного персонала;
*за проведением основных видов работ.
* планирование работ по обеспечению предприятия эл.энергией;
* обеспечивает бесперебойное снабжение предприятия эл. энергией;
* участвует в работе квалификационных комиссий;
* составляет должностные инструкции;
* организация технического обслуживания ремонта и реконструкции сетей технадзора;
* участвует в проверке знаний персонала;
* проводит инструктаж и воспитательную работу с персоналом;
нием бригад ресурсами;
*за состоянием оборудования
На основе функциональной матрицы составим должностную инструкцию мастера.
Название должности: мастер;
Подчиненность: подчинен непосредственно начальнику участка.
На должность начальника РЭС назначается:
специалист имеющий высшее или средне-специальное образование имеющий стаж работы по специальности группу по электробезопасности 4;
лицо имеющее некоторый опыт работы с коллективом способный взять на себя ответственность за решение возложенных задач;
лицо имеющее такие особые качества как собранность быстрота реакции и уверенность в принимаемых решениях.
Основные обязанности:
осуществлять руководство ремонтным персоналом и организовывать производственную деятельность подчиненного персонала по ремонту оборудования;
обеспечивать безаварийную работу электрооборудования;
обеспечивать организацию технического обслуживания ремонта и реконструкции электрооборудования;
обеспечивать соблюдение ремонтным персоналом правил и инструкций по охране труда и технике безопасности при производстве ремонтных работ.
Ответственность мастера:
мастер несет ответственность за:
Невыполнение возложенных на него обязанностей;
Нарушение трудовой и производственной дисциплины им самим и подчиненным персоналом;
Невыполнение ПТБ иПТЭ подчиненным персоналом;
3 Планирование труда и заработной платы
3.1 Планирование использования рабочего времени
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
Номинальный фонд времени определяется как календарное время за вычетом нерабочих дней.
Эффективный фонд рабочего времени определяется как разность номинального фонда времени Fн и планируемых невыходов рабочих.
Коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени определяется по выражению:
Баланс использования рабочего времени приведен в форме таблицы (табл.15.3)
Таблица 14.3 – Баланс использования рабочего вреиени
Состав фонда времени
Номинальный фонд времени Fн
Планируемые невыходы рабочих:
*основные и допол-е отпуска;
*общ-е и гос-е обязанности;
Эффективный фонд рабочего времени Fэф
Средняя продолжительность рабочего дня
Коэффициент использования эффективного
фонда рабочего времени Кисп.
3.2 Планирование численности рабочих
Для планирования численности рабочих сначала определим суммарную ремонтосложность электрохозяйства..
ni – количество оборудования.
Данные представлены в таблице 14.4.
Таблица 14.4 ремонтосложность оборудования
Силовые трансформаторы:
Разъеденители РДЗ-110
Трансформаторы апряжения
КРУН-10 кВ ячейка КЭ-10
-ячейка ввода или отх.линий
-ячейка тр-ра напряжения
Асинхронные двигатели
КЛ на 100 пог.метровсечением
-от 95 мм^2 и выше 10 кВ
-от 95 мм^2 и выше 0.4 кВ
ВЛ на 100 пог.метров
На железобетонных опорах
Батареи конденсаторов квар:
Продолжение таблицы 14.4
Силовые и осветительные сети 0.4 кВ
Приборы измерительные щитовые
Приборы защиты и автоматики
Рубильники пакетники розетки
Силовые пункты и шкафы щиты и панели управления и защиты
Заземляющие устройства на 100 пог.метров
Tц – длительность ремонтного цикла;
nТ – количество текущих ремонтов между очередными средними или
капитальными ремонтами;
nC – количество средних ремонтов за время Тц.
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 14.5).
Таблица 14.5 нормы обслуживания электрохозяйства.
Наименование показателя
Норма обслуживания электрохозяйства
Суммарная ремонтосложность
Число смен работы электрооборудования
Численность эксплутационного персонала в расчёте на смену
Явочный состав эксплуатационного персонала
Среднесписочный состав эксплутационного персонала
Принимаем Чcэ=32 человек.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по блок-схеме (рис.14.4)
Рисунок 14.4 планирование численности ремонтного персонала персонала
FΣ - суммарное время на ремонт всех элементов;
γ=06 - коэффициент зависящий от сменности работ электрооборудования (три смены);
ЧЯр - явочный состав ремонтного персонала;
Чcр - списочный состав ремонтного персонала;
KH - планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта примем равным 115;
Tи - длительность ремонтного цикла
Определим явочный и списочный состав ремонтного персонала:
ЧЯР=92001(115·2016)= 40 чел.
Общесписочный состав рабочих:
Чр = ЧСР+ ЧСя = 32 + 50 = 82 человек
3.3 Планирование численности персонала управления
Планирование численности линейного и функционального персонала управления осуществляется на основе его организационной структуры определенной в п.14.2.2 и уточняется в соответствии с блок-схемой (рис.14.5)
Рисунок 14.5 планирование численности персонала управления
где: Нл – число уровней линейного руководства;
Нм Ну Нц – нормы управления для мастеров начальников участка цеха (принимаем: Нм=12 Ну=4 Нц=3);
Чр – общий списочный состав рабочих;
Чмо Чуо Чцо – численность мастеров начальников участка цеха ориентировочно;
Чппп–численность промышленно-производственного персонала энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования и сетей по схеме электроснабжения
С – сменность работы энергохозяйства.
Ориентировочный состав мастеров начальников участка и цеха:
Численность промышленно-производственного персонала:
Чппп= 82+7+3+1= 93 чел.
Число уровней линейного руководства:
hл= (lg82-lg7-lg3+lg1)lg2 = 3уровня.
3.4 Планирование фонда заработной платы
Определим среднюю заработную плату и годовые ее фонды по категориям работающих (табл.14.6). Здесь фонд оплаты по тарифу за год определяется из выражения:
Fн д – номинальный фонд времени в часах;
Чя – явочный состав персонала.
Таблица 14.6 - Планирование фонда заработной платы.
Элементы фонда зарплаты
Фонд оплаты по тарифу за год
Доплата до фонда часовой зарплаты:
*оплата праздничных дней;
*за работу в ночное время.
Итого часовой фонд зарплаты
Доплата до дневного фонда зарплаты за работу
Доплата до годового фонда зарплаты:
*оплата за выполнение общественных и госу-
дарственных обязанностей
Всего годовой фонд заработной платы
Средняя заработная плата
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления
Планирование осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания. Количество штатных единиц
в ОГЭ и цехе сетей и подстанций указаны в табл. 14.7.
Таблица 14.7-Планирование фонда заработной платы персонала управления.
Наименование должностей
Цех сетей и подстанций:
3.6 Планирование производительности труда
Определим следующие показатели производительности труда:
Производительность труда по электроремонтному производству:
ПТр= RΣ Чср = 7241550 = 14483 у.е.рчел;
Штатный коэффициент по энергохозяйству в целом:
Кш = ЧпппРуст = 931888= 493челМВт;
Коэффициент обслуживания:
Кобс = Руст Чппп = 1887693 = 203 кВтчел.
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав и содержание статей затрат приведены в табл.14.8
Таблица 14.8 состав и содержание статей затрат
Показатели и статьи затрат
Электроэнергия для технологических целей
Заявленный мах нагрузки
Основная ставка тарифа
Дополнительная ставка тарифа
Плата за электроэнергию по тарифу
Основная и дополнительная зарплата
эксплутационного персонала
Отчисление на социальные нужды
Расходы на содержание и эксплуатацию
электрооборудования:
*содержание оборудования в части ма-
териалов и запчастей для ремонта;
*амортизация оборудования;
*основная и дополнительная зарплата
ремонтного персонала с отчислением на
*зарплата персонала управления ;
*содержание и текущий ремонт цеховых
Итого цеховых затрат
Прочие производственные расходы
Итого производственных затрат
Полезно используемая электроэнергия
Полезные затраты по функции электроснаб-
жения на единицу потребляемой электро-
5 Планирование сметы текущих затрат
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (табл.14.9).
Таблица 14.9 состав экономических элементов затрат.
Вспомогательные материалы
Электроэнергия от энергосистемы
Амортизация основных фондов
Заработная плата основная и дополнительная
Отчисления на социальные нужды
Продолжение таблицы 14.9
Сравним производственные затраты рассчитанные в табл. 14.8 и табл. 14.9 и определим погрешность в расчетах.
= (Пт-Пг)·100Пт = (1230805 – 105785)·1001230805 = 14% 15%
Погрешность находиться в нормальных пределах не превышает 15 %. Значит расчеты проведены правильно.
6 Основные показатели энергохозяйства
Показатели энергохозяйства определенные в проекте приведены в табл.14.10
Таблица 14.10 показатели энергохозяйства.
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь
Полная сметная стоимость эл.хоз.
Общая численность персонала:
*эксплуатационных рабочих;
Общий годовой фонд заработной платы
*эксплуатационного рабочего;
*ремонтного рабочего
Производительность труда:
*по электроремонтному производству;
*коэффициент обслуживания
Текущие затраты на единицу полезно используемой энергии
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия (Спецвопрос)
В качестве варианта 1 принимаем вариант в котором на питание скважин №37 38 39 устанавливается низковольтный распределительный пункт (рис. 6.1).
От Скважин № 35 36 до РПН расстояние l=400 м.
Выберем сечение провода соединяющего РПН и скважины 3536.
Расчетный ток в линии в нормальном режиме:
где: - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме (берётся из таблицы 4.2);
n – число параллельно соединенных ВЛ.
Сечение линии выбираем по рабочему току:
Выбираем провод АС 162.7 =111 А =1.99 Омкм х0=0.356 Омкм.
Потери активной энергии в линии за 1 год определим по формуле:
где: t - годовое число максимальных потерь:
Скважины №37 38 39 и № 35 36– потребители III –й категории установим одно - трансформаторную подстанцию выберем трансформатор:
где: – расчётная активная нагрузка на трансформатор(табл. 15.2)
– число трансформаторов
–допустимый коэффициент загрузки трансформатора (для потребителя III категории kз.д=095 [4] ).
Коэффициент загрузки трансформатора:
где:– расчетная реактивная нагрузка на ТП (табл. 15.2).
Наибольшая реактивная мощность которую трансформатор может пропустить.
где: - коэффициент загрузки трансформатора
=27.2+18.1=45.3 квар;
Определим потери мощности в трансформаторе. Параметры трансформатора: =0.33 кВт =0.197 кВт =2.6% =45%.
где:- годовое число часов работы завода;
- годовое число максимальных потерь.
От РП до скважин прокладываем ВЛ 10 кВ длинной l=420 м.
Мощность передаваемая по ВЛ:
Сечение провода находим по экономической плотности тока jэ=14 Амм2:
Выбираем повод АС-1662 Iдоп=175 А r0=1.99 Омкм х0=0356 Омкм.
В качестве варианта 2 принимаем вариант в котором на скважинах №37 38 39 устанавливается собственная трансформаторная подстанция которая питается радиально от ГПП.
Выберем трансформатор установленный на скважинах №37 38 39 выбор производится аналогично выбору трансформатора для (вариант 1) необходимые данные берутся из таблицы 4.2.
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: Рхх=0.175 кВт Ркз=0.88 кВт Iхх=3% Uк=45%.
Потери электрической энергии в трансформаторе:
От РП до скважин прокладываем ВЛ 10 кВ марки АС длинной l=634 м.
Мощность передаваемая по линии:
Выбираем провод АС-166.2=111 А =1.99 Омкм =0356 Омкм.
Потери активной энергии в кабельной линии за 1 год определим по формуле:
Мощность трансформаторной подстанции на скважинах № 35 36 уменьшится за счёт отсутствия дополнительной нагрузки (№ 37 38 39).
Выберем трансформатор:
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: =0.175 кВт =0.88 кВт =3% =45%.
От ТП5 до скважин 3536 прокладываем провод 10 кВ марки АС-1627 длинной l= 420 м.
Выбираем провод АС-1627 =111 А =1.99 Омкм х0=0356 Омкм.
Потери активной энергии в воздушной линии за 1 год определим по формуле:
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: воздушные линии силовые трансформаторы установленные на скважинах низковольтные распределительные пункты.
где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт;
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 и 2 сведены в таблицы 15.1 и 15.2.
где: - удельная стоимость;
a=435.4 рубкВт * мес- основная ставка тарифа;
b=0.332 рубкВтч-стоимость 1 электроэнергии;
Таблица 15.1 – Экономические показатели варианта 1
Стоим. един. тыс.руб
Стоим. Общая. Тыс.руб
ВЛ на металлических опорах АС-1627
- Щит ПР-8-527 IP- 6.5 комплектуется автоматическими выключателями типа ВА- 57С35 ()
Таблица 15.2 – Экономические показатели варианта 2
Вл АС-1627 10 кВ на металлических опорах
Таблица 15.3 – Сравнение вариантов
Экономичнее второй вариант его и выберем.
Проект системы электроснабжения водозабора г. Ноябрьска выполнен на основании руководящих указаний по проектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты полученные в ходе выполнения проекта полностью удовлетворяют требованиям ПУЭ ПТБ и других документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время важное практическое значение. Ключевые решения принимаемые в проекте имеют за собой сравнительный анализ с альтернативными и экономически наиболее выгодны. Разделы по безопасности жизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую информацию и расчеты для спроектированной СЭС.
Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок (РТМ.36.18.32.4-92).
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М: Энергоатомиздат 1990-576с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования.Под ред. Ю.Г.Барыбина Л.Е.Федорова М.Г.Зименкова; - М: Энергоатомиздат 1991-464с.
Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. 7-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 2006.
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок; - М: ВНИПИ ТПЭП1992.
Л.Д.Рожкова В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание переработанное и дополненное - М: Энергоатомиздат 1987-648с
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. Под общ. ред. А.А.Федорова; - М: Энергоатомиздат 1986-568с.
Руководящие указания по расчету проводов тросов воздушных линий электропередач; - М: Энергия 1965.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского; - М: Энергия 1980-576с.
ГОСТ 9680-77 “Данные по трансформаторам ТМЗ ТСЗ ”.
Каталоги “ИНФОРМЭЛЕКТРО”.
ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.

Таблица 2.doc

Таблица 4.2-Расчёт электрических нагрузок по предприятию.
Наименование цехов и узлов СЭС
Ноябрьский городской водозабор
Скважина №25302929а53
Скважина №1818а18б201747
Продолжение таблицы 4.2
Сооружения по обороту промывочной воды
Камера переключений 1
Камера переключений 2
Итого нагрузки до 1000В:
Освещение территории
Ноябрьский городской водозабор. Нагрузка 6 кВ.
Итого нагрузки 6 кВ:
Итого нагрузки по предприятию:

Главный корпус.dwg

выпис.отч.гидр1.doc

Результаты анализа работы первого подъема водоочистных сооружений показывают что задача обеспечения города питьевой водой выполняется при сохранении достаточной степени надежности. На каждой насосной станции установлено насосных агрегатов больше чем необходимо для одновременной работы поэтому всегда имеется “холодный” резерв который всегда готов к работе. Однако насосные агрегаты установленные на насосной станции НС12 произведены в 1963 году что свидетельствует об их значительном износе. Не смотря на то что оборудование насосной станции НС13 имеет год выпуска 1989 или 1990 и поэтому еще не выработало свой срок эксплуатации один из двух насосов типа Д12500-24 уже был в ремонте (см. табл.1). В этой связи следует считать одним из приоритетных мероприятий – мероприятие по оснащению насосных станций первого подъема новыми насосными агрегатами.
Эксплуатация оборудования насосных станций НС12 и НС13 сопровождается значительными превышениями напоров создаваемых насосами над потребными величинами обусловленными естественным гидравлическим сопротивлением трубопроводов. Это превышение напора в зависимости от подачи воды составляет H=(13 19) метров водяного столба что в свою очередь приводит к значительному расходу электроэнергии. Если принять КПД электронасосных агрегатов =08 то потери мощности дросселированием на регулирующих задвижках составят:
а перерасход электроэнергии в сутки – 27700 кВт час.
Следовательно главным направлением повышения эффективности работы насосных станций первого подъема является сближение рабочих точек насосов и трубопроводов и тем самым снижение избыточного напора H теряемого на регулирующих задвижках. Основные мероприятия в рамках этого направления могут быть следующие:
1.Уменьшение диаметров рабочих колес насосов. Расчеты показывают (см. рис. 24 и 25) что переход на меньшие (допускаемые заводами–изготовителями) диаметры рабочих колес позволит снизить потери напора на задвижках в среднем на 10 м что соответствует уменьшению затрат электроэнергии до 24000 кВт час в сутки. При этом оборудование схема его работы и порядок обслуживания остаются прежними.
2.Уменьшение количества одновременно работающих насосов Д6300–27 при снижении потребной подачи воды. Это позволит снизить избыточный напор и следовательно затраты энергии которые теряются при дросселировании на задвижках. Так например переход от вариантов 1 или 2 включения насосов с малыми диаметрами колес к варианту 3 (что соответствует отключению одного из насосов Д6300–27) при снижении подач воды до 26500 м3час позволяет снизить избыточный напор теряемый на задвижках с 12 м до 5 м (см. рис. 25). Однако при этом целесообразно применение автоматического управления включением–выключением насосов а также системы плавного пуска приводных электродвигателей насосов что позволит эффективно использовать насосные агрегаты для обеспечения необходимой подачи воды и в целом снизить затраты электроэнергии за счет использования именно того варианта включения насосов который отвечает потребному значению подачи воды.
3.Применение двух трех насосов с электродвигателями снабженными преобразователями частоты переменного тока. Это позволит совместить рабочие точки насосных станций и трубопроводов за счет уменьшения частоты вращения рабочих колес.
Использования насосного агрегата состоящего из параллельно включенных насосов центробежного и струйного (см. рис. 26). В таком агрегате избыточный напор центробежного насоса трансформируется в дополнительную подачу что дает возможность уменьшить число постоянно работающих центробежных насосов и как следствие снизить расход электроэнергии.
Анализ работы системы водоснабжения и водоотведения г. Челябинска
Анализ работы водоочистных сооружений
Должность уч. степень уч. звание исполнителей
Инициалы и фамилии исполнителей
Заведующий кафедрой
Г и ГПС д.т.н. профессор
Доцент кафедры Г и ГПС к.т.н. доцент
Начальник лаборатории кафедры Г и ГПС
Состав оборудования на первом подъеме7
Характеристики трубопроводов соединяющих насосные станции с коллекторами форкамеры и камеры переключенияОшибка! Закладка не определена.
Трубопроводы соединяющие насосы НС12 с форкамеройОшибка! Закладка не определена.
Трубопроводы 6 и 7 соединяющие форкамеру и камеру переключенияОшибка! Закладка не определена.
Трубопроводы соединяющие насосы насосной станции НС13 с КП1Ошибка! Закладка не определена.
Трубопровод соединяющий камеру переключений с блоком очистки 4Ошибка! Закладка не определена.
Характеристики насосных станцийОшибка! Закладка не определена.
Определение характеристик насосных станций при использовании центробежных насосов с меньшими диаметрами рабочих колесОшибка! Закладка не определена.
Результирующие характеристики первого подъема при малых диаметрах рабочих колес насосовОшибка! Закладка не определена.
ЛитератураОшибка! Закладка не определена.
Цель настоящей работы состоит в выработке рекомендаций по энергосбережению при эксплуатации системы водоснабжения и водоотведения г. Челябинска. Исходными данными являются сведения по существующим насосным агрегатам трубопроводам дроссельно-регулирующему оборудованию измерительным приборам системы водоснабжения и водоотведения.
Система водоснабжения и водоотведения г. Челябинска представляет собой совокупность насосных станций водоочистных сооружений и накопительных резервуаров а также трубопроводную систему соединяющую источники воды с потребителями. Разрыв потока в накопительных резервуарах позволяет определить затраты энергии на подачу воды в виде суммы затрат энергии на участках системы. Часть системы на одном участке названа водоподъемом. В данном отчете проведем исследование участка системы водоснабжения и водоотведения на первом подъеме.
Состав оборудования на первом подъеме
Участок первого подъема состоит из насосных станций НС12 и НС13 водоочистных сооружений или блоков очистки воды накопительных резервуаров чистой воды и соединительных водоводов. Эффективность работы насосных установок оценим по их режимам работы. Насосные станции оборудованы насосными агрегатами информация о которых содержится в таблице 1.
Насосная станция НС12
Насосная станция НС13
Насосные станции соединены с блоками очистки через камеру переключения КП1 (см. рис.2) в которой все насосы насосных станций объединяются в коллекторе. Соединения трубопроводов в камере переключения КП1 и выполняющих аналогичную задачу для насосной станции НС12 - форкамере представлены на рис. 3 и 4 соответственно. Коллектор камеры КП1 соединен с блоками очистки тремя трубопроводами. Схемы подключения коллектора КП1 к блокам очистки представлены на рис. 2.
В насосной станции НС12 установлены насосные агрегаты с центробежными насосами типа Д6300-27 (см. табл.1). Всего на станции четыре насоса. Обычно бывают включены два любых но зафиксированы случаи работы только одного или одновременной работы сразу трех насосов. Характеристики этих насосов согласно паспортным данным приведены в таблице 2 при диаметре рабочего колеса насоса d=740 мм и в таблице 3 при меньшем диаметре рабочего колеса насоса d=650 мм а также построены на рис.1.
Характеристики насоса Д6300-27 при d=740 мм n=730обмин Таблица 2
Характеристики насоса Д6300-27 при d=650 мм n=730обмин Таблица 3
Рис. 1. Характеристика насоса Д6300-27 при d=650 мм и n=730 обмин
В насосной станции НС13 установлены 3 агрегата с центробежными насосами типа Д6300-27 и 2 агрегата с центробежными насосами типа Д12500-24 (см. табл.1). Обычно одновременно бывает включен насос Д6300-27 и насос Д12500-24. Зарегистрированы варианты одновременной работы 2х насосов Д6300-27 и одного Д12500-24 или только одного насоса Д12500-24. Характеристики насосов Д12500-24 при диаметре рабочего колеса d=1050 мм приведены в табл.4 а в таблице 5 – при меньшем диаметре рабочего колеса d=985 мм.
На рис. 5 построены соответствующие паспортным данным характеристики этого насоса с указанными размерами рабочего колеса.
Насос Д12500-24 при d=1050 мм n=485 обмин Таблица 4
Насос Д12500-24 при d=985 мм n=485 обмин Таблица 5
Из журнала учета были получены данные о величинах суточной подачи воды насосными станциями первого подъема и величинах суточного расхода воды блоков очистки. В таблице 56 приведены эти данные для нескольких дней видно что данные фиксируются с ошибкой которая равна 169% – 819% суммарного значения расхода потребления блоками очистки или 167% – 892% суммарной подачи насосных станций. Таким образом можно считать что ошибка регистрации расходов воды на первом подъеме не больше 9%.

Аудитсосновка1.doc

по энергоаудиту действующих электроустановок системы водоснабжения и водоотведения г. Челябинска (Сосновский водозабор)
Общие сведения о сооружениях и установках Сосновского водозабора
Общая характеристика системы электроснабжения. Составляющие электропотребления. Состояние приборного учета и контроля
Анализ работы основного электрооборудования
1. Общие сведения о силовом электрооборудовании. Степень его износа. Интенсивность использования. Загрузка. Величина резерва
2. Режимы работы основных насосных агрегатов. Месячные и суточные графики расхода воды общего и удельного потребления электроэнергии . Их математическая обработка
3. Составляющие расхода электроэнергии. Удельные показатели расхода при различных сочетаниях включенных агрегатов. Особенности показателей по разным подъемам
Укрупненная оценка потенциала энергосбережения
1. Основные пути экономии электроэнергии
2. Возможности экономии электроэнергии при нерегулируемой скорости насосных анрегатов
3. Регулирование расхода воды изменением скорости двигателей насосных агрегатов
4. Переключение электродвигателей. «Мягкий» пуск
Основные направления и мероприятия по энергосбережению в системе водоподъема
1. Рациональное управление группами насосов
2. Предложения по контрольно-измерительным приборам
3. «Мягкий» пуск асинхронных двигателей
4. Векторно-импульсный пуск синхронных двигателей
5. Плавное регулирование скорости насосных агрегатов. Частотное регулирование. Каскадное регулирование
1. Гидравлическая и электрическая расчетные схемы
насосных станций первого подъема
Обобщенная гидравлическая схема насосных станций первого подъема приведена на рис. 4.1. Здесь один или группа насосов насосной станции НС12 и группа насосов насосной станции НС13 через свои трубопроводы 1 и 2 подают воду в камеру переключений КП1 откуда вода через трубопровод 3 поступает в очистительные бассейны ОБ. Регулировочные свойства звеньев описываются их статическими характеристиками: насосные станции – кривыми «Напор – расход» Н = f(Q) трубопроводы – «Потеря напора – расход» h = f(Q).
Поскольку специалисты-электротехники охотнее работают с электрическими схемами была составлена электрическая схема замещения насосных первого подъема (рис. 4.2) на которой приняты следующие аналогии между гидравлическими и электрическими величинами:
– Н1 и Н2 – начальные напоры групп насосов 12 и 13 станций в реальной гидравлической сети (приведены к КП1) эквивалентны ЭДС Е1 и Е2 на электрической схеме замещения;
– Н3 – статический напор гидравлической сети (обусловлен разницей геодезических высот входного и конечного участков) эквивалентен ЭДС Е3;
– потери напора в трубопроводах складываются из потерь на преодоление трения при движении жидкости по трубопроводу и потерь на преодоление сопротивления в его фасонных частях h1 h2 h3 на электрической схеме замещения они учитываются сопротивлениями R1 R2
– потери напора на задвижках hзадв1 и hзадв2 учитываются сопротивлениями Rзадв1 и Rзадв2;
– подачи насосов Q1 и Q2 эквивалентны токам I1 и
– расход воды в отводящем трубопроводе Q3 учитывается током I3.
С целью упрощения расчетов и возможности обобщения результатов переменные представлены в относительных единицах.
Базовые величины переменных гидравлической сети выбирались на основании паспортных данных насосов. Базовые величины переменных электрической схемы замещения выбирались из условия равенства величин мощностей в гидравлической и электрической цепях (см. табл. 4.1). Названным основным величинам принятым за базовые значения соответствуют производные величины которые также используются в ходе дальнейшего изложения.
Базовому секундному расходу QБ = QМАКС соответствует часовой расход QЧАС = 36000 м3час суточный расход QСУТ = 86400 м3сутки месячный расход QМЕС = 2592*106 м3 мес годовой расход QГОД = 315*106 м3год.
Выбранным базовым значениям расхода QБ = QМАКС и напора НБ = Н10 соответствует базовая мощность РБ = r g H10* QБ = 32*106 Вт = 3200 кВт.
Выбранной базовой мощности соответствует базовое часовое потребление энергии (его иногда называют часовой мощностью) WЧАС = 3200 кВтч базовое суточное потребление энергии WСУТ = 76800 кВтч базовое месячное потребление энергии WМЕС = 2304*106 кВтч базовое годовое потребление энергии WГОД = 28*106 кВтч.
Базовые величины гидравлических и электрических переменных
Переменные гидравлической сети ГС
Численное значение и размерность
Переменные электрической сети ЭС
С помощью электрической схемы замещения решались следующие задачи:
– были найдены параметры электрической схемы замещения применительно к насосным первого подъема;
– определялись потери на различных участках электрической цепи (и соответствующих участках гидравлической цепи) при различных способах регулирования расхода воды в отходящих трубопроводах;
– определены энергетические показатели различных возможных способов регулирования расхода воды.
Определение параметров схемы замещения. Для насосов установленных на станциях первого подъема (см. табл. 4.1) падение напора при изменении расхода в пределах от номинального значения до половины составляет около 25 30% поэтому принимаем относительную величину сопротивлений R1 и R2 на схеме замещения R1 = R2 = 03. Относительную величину сопротивления трубопровода от КП1 до очистных бассейнов принимаем R3 = 005.
Состояние электрической схемы замещения описывается уравнениями Кирхгофа (для схемы где два насоса включены параллельно):
E1 – E3 = I1 (R1 + RЗАДВ1) + I3 R3
E2 – E3 = I2 (R2 + RЗАДВ2) + I3 R3
На основании приведенных уравнений падения напряжения на отдельных участках электрической цепи соответствуют потерям напора на этих же участках гидравлической сети а мощность потерь на активных сопротивлениях электрической цепи соответствует потерям в трубопроводах включая задвижки. В цепях с неизменной угловой скоростью вращения двигателей насосов величины ЭДС Е1 и Е2 постоянны при регулировании скорости – они изменяются пропорционально величине напора создаваемого насосами.
2. Расчет потерь электроэнергии в электроприводах насосов при разных способах регулирования расхода
При решении поставленной задачи воспользуемся статическими характеристиками элементов гидравлической сети (рис. 4.3) и механическими характеристиками электроприводов и насосов (рис. 4.4). С целью упрощения активные сопротивления на электрической схеме замещения принимались постоянными. Их величина соответствовала наклону статических характеристик элементов гидравлической сети в рабочем диапазоне изменения расхода воды Q3. На рис. 4.3 этот диапазон соответствует изменению расхода в пределах от QМИН до QМАКС.
Когда насосные станции первого подъема работают с максимальной подачей воды (при расчетах принималось QМАКС = 33000 м3час) то состояние гидравлической сети определяется точкой а пересечения характеристик 1 и 3 на рис. 4.3. Если по условиям технологии требуется уменьшить подачу до QМИН (принималось QМИН = 26000 м3час) то этого можно добиться в принципе двумя способами: или снизить угловую скорость насосов при неизменной и наиболее благоприятной характеристике трубопровода (см. точку б пересечения характеристик 2 и 3) или при неизменной угловой скорости двигателей насосов изменить характеристику трубопровода прикрыв задвижки (см. точку в пересечения характеристик 1 и 4). Отрезок б–в пропорционален дополнительным потерям в трубопроводе из-за регулирования расхода задвижкой. Изменение числа работающих насосов учитывается изменением характеристик 1 и 2.
На механических характеристиках рассматриваемых агрегатов (рис. 4.4) режим максимальной подачи соответствует точке а пересечения характеристик 1 и 3. Механическая мощность развиваемая двигателем равна произведению угловой скорости на момент в этой точке. Когда подачу воды уменьшают закрывая задвижку то угловая скорость насоса из-за жесткой механической характеристики двигателя практически остается неизменной но момент несколько снижается (точка в пересечения характеристик 1 и 4). Мощность которая потребляется в этом режиме насосом приводится в соответствующих справочных данных на насосы [1].
Когда подача воды изменяется при полностью открытых задвижках то для насоса безразлично каким способом регулируется его скорость. Но в этом случае от принятого способа регулирования скорости зависят энергетические показатели самого электропривода. При частотном регулировании скорости или регулировании скорости в схеме вентильного асинхронного каскада механическая характеристика двигателя смещается вниз практически не изменяясь по форме (кривая 2 на рис. 4.4). Потери в электроприводе незначительны и примерно равны потерям в электродвигателе при работе его на естественной механической характеристике. Можно режим работы электропривода в точке б получить и другим путем а именно: можно в цепь ротора асинхронного двигателя с контактными кольцами ввести добавочные резисторы и смягчив его механическую характеристику (кривая 5 на рис. 4.4) добиться необходимого снижения угловой скорости. Но в этом случае в цепи ротора выделяются потери скольжения мощность которых равна произведению разницы между скоростью идеального холостого хода двигателя и скоростью в точке б на момент двигателя в этой точке. Так как точка б лежит правее точки в то суммарные потери в агрегате «электропривод – насос» оказываются меньше.
Энергетические расчеты в электроприводах насосных станций первого подъема выполнялись в следующей последовательности. Сначала для заданного значения максимального расхода QМАКС = 33000 м3час (точка а на рис. 4.3 и 4.4) определялась величина полезной мощности насоса (или группы насосов):
где r – удельная плотность воды; g – ускорение свободного падения; Q – подача (расход) воды; H – напор при заданном расходе. По известным из официальных справочников характеристикам и паспортным данным насосов [1 2 3] электродвигателей [4] и трубопроводов определялись мощность на валу двигателя и величина потерь в агрегате.
При изменении расхода в сети от QМАКС до QМИН с помощью задвижек при нерегулируемой скорости двигателей насосных агрегатов (точка в на рис. 4.3 и 4.4) по характеристике 1 определяли необходимые значения Н и Q а по ним – полезную мощность насоса мощность на валу и на статоре электродвигателя по которым затем определялась общая величина потерь в агрегате.
При изменении расхода в сети от QМАКС до QМИН регулированием скорости двигателей насосных агрегатов (точка б на рис. 4.3 и 4.4) приходится пользоваться характеристикой 2 которой в справочниках нет. Поэтому для заданной величины расхода QМИН характеристика 1 пересчитывалась в соответствии с общепринятой методикой [5 6] на основании известных законов пропорциональности насоса:
Здесь H1 и H2 – значения напора при скоростях вращения двигателя n1 и n2.
Дальнейший ход расчетов зависел от выбранного способа регулирования скорости электропривода насоса. При реостатном регулировании скорости потери в электроприводе определялись на основании выражения
DРПОТ = (n0 – nБ) МБ
где n0 – синхронная скорость двигателя; nБ – скорость двигателя в точке б (рис. 4.4); МБ - момент двигателя в той же точке.
Когда регулирование скорости производится с помощью преобразователя частоты или в схеме вентильного каскада то к потерям в электроприводе таких же как при работе на естественной механической характеристике ( учитывались приближенно номинальным паспортным КПД двигателя) добавлялись потери в вентильном преобразователе частоты (или инверторе каскада) и дополнительные потери в двигателе обусловленные несинусоидальностью токов двигателя работающего в комплекте с вентильным преобразователем [7 8]. Они принимались равными 003 от номинальной мощности электропривода.
Уточненный анализ режимов проведенный для насосов и их электроприводов показал что насосы с полностью открытыми задвижками не работают что объясняется выбором чрезмерного запаса по напору в насосных агрегатах. В этом случае точка а (см. рис. 4.5) соответствует пересечению характеристики 1 насоса и характеристики 3 трубопровода частично закрытого задвижкой. Естественно энергетические показатели работы насосных агрегатов в этом случае ухудшаются тем более что величина этого избыточного напора составляет около 14 м (при максимальном напоре развиваемом насосами около 326 м). Так наличие избыточного напора неблагоприятно сказывается на энергетике насосных агрегатов только при дроссельном регулировании расхода а при регулировании его изменением скорости двигателей насосных агрегатов оно неактуально то были выполнены расчеты для обоих условий.
Результаты расчетов приведены в табл. 4.2. Как и ожидалось наибольшая величина потерь наблюдается при дроссельном (с помощью задвижки) регулировании расхода: при изменении расхода в сети от QМАКС до QМИН ; относительная суммарная величина потерь составляет 47% от базового значения мощности или 44% от электрической мощности потребляемой в режиме QМИН из электрической сети. В режиме работы QМАКС из-за необходимости гашения избыточного напора задвижками энергетические показатели также невысокие: суммарная величина потерь составляет 68% от базового значения мощности или 48% от мощности потребляемой из электрической сети.
Наилучшие результаты наблюдаются в электроприводах с частотными преобразователями и вентильным каскадом: здесь суммарные потери в режиме QМИН составляют лишь около 10% от базового значения или около 30% от мощности потребляемой электроприводом из сети в этом режиме. Это обусловлено во-первых минимальными потерями в трубопроводах когда нет необходимости вообще при регулировании расхода пользоваться задвижками и во-вторых минимальными потерями в электроприводе когда скольжение двигателя или минимально (в схеме с частотным преобразователем) или энергия скольжения рекуперируется в сеть (в схеме вентильного каскада).
Интересно также оценить энергетику реостатного способа регулирования скорости электропривода насосов тем более что в насосах имеется неоправданно большой запас по напору. Здесь нет дополнительных потерь связанных с увеличением сопротивления гидравлического сопротивления трубопровода из-за воздействия на задвижку. Поэтому при переходе насосных станций от режима работы с QМАКС до QМИН состояние элементов гидравлической сети переходит на рис. 4.5 из точки а в точку б . Потери же в электроприводе обусловленные возросшим скольжением в асинхронном двигателе хотя и несколько увеличиваются но не столь значительно так как снижение момента двигателя за счет уменьшения напора создаваемого насосом при уменьшении его скорости оказывается более значительным чем снижение того же момента но при прежнем значении напора и уменьшении расхода только за счет работы задвижкой (т.е. увеличении гидравлического сопротивления трубопровода).
В результате реостатное регулирование скорости электропривода с двигателем с фазным ротором имеет величину потерь в гидравлических элементах (насосе и сети) такое же как при частотном регулировании (около 10% от базового значения) и кроме того добавляются потери скольжения в асинхронном двигателе которые составляют около 18% . Суммарные потери при реостатном регулировании скорости двигателей насосов получаются около 28%. Эта цифра на 19% лучше чем при дроссельном регулировании расхода задвижкой но уступает частотному регулированию и вентильному каскаду.
Результаты энергетических расчетов вариантов электроприводов насосов первого подъема при изменении расхода воды от QМАКС до QМИН (в относительных единицах)
Пояснения к таблице: Q3 – расход насосных станций первого подъема; H3 – напор в гидравлической сети в точке КП1; PЭЛ – мощность потребляемая электроприводом; PГИДР – гидравлическая мощность рассчитанная на выходе из КП1; DPЗАДВ – потери мощности на задвижке; DPГИДР – гидравлические потери мощности в трубопроводе; DPЭЛ – потери мощности в электроприводе.
Результаты приведенные в табл. 4.2 нельзя считать окончательными. Они чересчур оптимистичны хотя многие фирмы занятые поставкой оборудования для регулируемых электроприводов насосов именно эти результаты предлагают использовать в своих технико-экономических прогнозах. Дело в том что насосные станции с величиной расхода QМИН работают не все время а расход изменяется в пределах от QМАКС до QМИН . Поэтому требуются статистические характеристики часового расхода воды соответствующие реальным графикам водопотребления. По этой же причине авторы отчета умышленно не стали переводить результаты расчета табл. 4.2 из относительной формы в абсолютную.
На основании обработки данных содержащихся в регистрационных журналах насосных станций 12 и 13 построены гистограммы распределения величин часовых расходов воды (рис. 4.6). С использованием этих гистограмм были проведены уточненные расчеты потерь электроэнергии при различных способах регулирования расхода (см. табл. 4.3). Таблица показывает разницу в величине потребления электроэнергии для разных способов регулирования расхода при заданном постоянном для всех вариантов общем годовом расходе воды. Наименьшая экономия электроэнергии достигается когда переключается число работающих насосов при нерегулируемой скорости насосных агрегатов. Это объясняется малыми колебаниями расхода воды и относительным малым временем преключения насосных агрегатов с целью регулирования расхода. Очень существенное снижение потребляемой энергии ( с 128 до 041) достигается в схемах с преобразователями частоты или с асинхронно-вентильными каскадами. Это достигается не только высоким техническим совершенством данного способа регулирования но и относительно невыгодными энергетическими показателями исходного варианта (регулирование расхода только задвижками) когда существующие насосные агрегаты выбраны с неоправданно большим избытком по напору.
Гидравлические потери в трубопроводах DPГИДР во всех вариантах приняты одинаковыми так как расход для всех вариантов регулирования принимался одинаковым. Потери DPЭЛ при реостатном регулировании скорости асинхронного двигателя возрастают из-за потерь в добавочных резисторах включенных в роторные цепи двигателей. Однако суммарные потери в этом случае по сравнению с исходным вариантом снижаются (примерно на 19%) так как благодаря снижению скорости насосного агрегата не нужно пользоваться задвижкой а момент на валу двигателя насоса уменьшается из-за снижения его скорости .
Полученные уточненные результаты не изменяют общей картины хотя численные значения возможной экономии электроэнергии и получаются более скромными. Это указывает также на необходимость более аккуратного отношения к обоснованиям регулируемого электропривода насосов. Между тем российские фирмы занятые поставкой электрооборудования для регулируемого электропривода часто не учитывают конкретных условий работы насосов существенно влияющих на экономические показатели их работы: неравномерность графика расхода наличие противодавления (начального статического напора в трубопроводе из-за неодинаковости геодезических высот в его начале и конце) а также параллельную работу нескольких насосов ограничивающих необходимый диапазон регулирования скорости при изменении подачи одного из насосов в пределах от максимального значения до нуля.
Усредненные энергетические показатели электроприводов насосов первого подъема
при переменном графике расхода воды
Способ регулирования расхода
Задвижками и переключением числа насосов
Преобразователем частоты или асинхронно-вентильным каскадом
Реостатное регулирование асинхронного двигателя
Пояснения к таблице: РЭЛ – усредненная за год электрическая мощность потребляемая из сети двигателями насосов первого подъема; DРЗАДВ – усредненная мощность теряемая на задвижках; DРГИДР – усредненная мощность теряемая в трубопроводах; DРЭЛ – усредненная мощность потерь в электроприводе; DР – усредненная суммарная мощность потерь в агрегатах первого подъема. Базовые значения переменных оставлены прежними и указаны в пояснениях к табл. 4.1.
Заключение. Основные пути экономии электроэнергии
Справочник по насосам
Карелин В.Я. Минаев А.В. Насосы и насосные станции: Учебник для вузов. – М.: Стройиздат 1986. – 320 с.
Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. – Л.: Машиностроение 1988. – 256 с.
Справочник по электрическим машинам. В 2-х т. Под общ. ред. И.П. Копылова и Б.К. Клокова. Т. 1 – М.: Энергоатомиздат 1988. – 456 с.
Ключев В.И. Терехов В.М. Электропривод и автоматизация общепромышленных механизмов: Учебник для вузов. – М.: Энергия 1980. – 360 с.
Лезнов Б.С. Экономия электроэнергии в насосных установках. – М.: Энергоатомиздат 1991. –144 с.
Онищенко Г.Б. Локтева И.Л. Асинхронные вентильные каскады и двигатели двойного питания. – М.: Энергия 1979. –200 с.
Шёнфельд Р. Хабигер Э. Автоматизированные электроприводы: Пер. с нем. Под ред. Ю.А. Борцова. – Л.: Энергоатомиздат 1985. – 464 с.

Рецензия.doc

ЮЖНО-УРАЛЬСКИИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
на дипломный проект студента
Петухова Олега Викторовича
Специальности 140211 «Электроснабжение»
Факультета Энергетического
Тема «Электроснабжение Водозабора г. Ноябрьска»
Чертежей 8 листов и 132 страниц пояснительной записки
Содержание рецензии: Содержание дипломного проекта в полной мере
соответствует заданию на проект.
В проекте произведён расчёт электрических нагрузок на основе этого построена картограмма электрических нагрузок и выбран ЦЭН станции водоочистки.
Была принята сторонняя нагрузка 13500 МВт
и выбрано рациональное напряжение мощность трансформаторов потерь в них на районной подстанции.
Было принято к сравнению два напряжения 110 и 35 кВ в результате технико-экономического сравнения принято напряжение 110 кВ.
В проекте произведён расчёт мощности трансформаторов ТП потерь в них
определено оптимальное расположение ТП на станции водоочистки и скважинах.
Спроектированы распределительные пункты РП-2 и РП-3 10 04 кВ 106 кВ получающий питание от РП-1. Выполнен выбор электрооборудования распределительного пункта и трансформаторных подстанций на основе расчёта токов нормального и утяжелённого режимов токов короткого замыкания.
Произведён расчёт кабельных и воздушных линий 6-10 кВ. Сечения кабелей выбраны по экономической плотности тока и скорректированы по термической стойкости к токам короткого замыкания.
На основе данных о нагрузках зданий произведён выбор кабелей и вводных распределительных устройств.
В разделе релейной защиты была рассчитана защита силового трансформатора ТДН 11010
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» рассмотрены вопросы компоновки ОРУ электробезопасности пожарной безопасности проведены расчеты защитного заземления молниезащиты освещения на ОРУ. В экономической части проекта определена система целей энергетического хозяйства предприятия рассмотрены вопросы планирования труда и заработной платы определена организационная структура и культура. В спецразделе рассмотрен вопрос целесообразности установки на скважинах низковольтных РП или ТП.
Графическая часть проекта выполнена в соответствии с требованиями ЕСКД и соответствует пояснительной записке. Проект выполнен с использованием нормативно-технических документов (ПУЭ ПТЭЭП и т.д..).
Положительные качества проекта: данный проект разработан технически и экономически грамотно выбор электрических аппаратов и напряжения произведен с использованием нормативно-технических документов на основе технико-экономического сравнения.
Общая оценка проекта: 5 (отлично).
Фамилия имя отчество рецензента Кунгин Борис Иванович
Место работыООО «Бомакс»
Занимаемая должностьглавный энергетик
« 13 » июня 2007 г. Подпись

Бланки для дип-ма_Гореев.doc

ЮЖНО-УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет Энергетический
Кафедра Системы электроснабжения
ПРОЕКТ ПРОВЕРЕН ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ
Рецензент Заведующий кафедрой
Электроснабжение Южноуральского ремонтно-строительного завода
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
ЮУрГУ-Д 140211.07.124.00.00 ПЗ
Консультанты: Руководитель проекта:
по дипломному проекту (работе) студента
(фамилияимяотчество)
Перечень графического материала ( с точным указанием обязательных чертежей)
Консультанты по проекту (работе) с указанием относящихся к ним разделов проекта:
К А Л Е Н Д А Р Н Ы Й П Л А Н
Наименование этапов дипломного проекта (работы)
Срок выполнения этапов проекта (работы)
Отметка о выполнении

Таблица 2.doc

Таблица 4.3 - Расчёт электрических нагрузок по предприятию.
Наименование цехов и узлов СЭС
Ноябрьский городской водозабор
Скважина №25302929а53
Скважина №1818а18б201747
Продолжение таблицы 4.3
Сооружения по обороту промывочной воды
Камера переключений 1
Камера переключений 2
Итого нагрузки до 1000В:
Освещение территории
Ноябрьский городской водозабор. Нагрузка 6 кВ.
Итого нагрузки 6 кВ:
Итого нагрузки по предприятию:

Таблица 4.doc

Таблица 9.1-Расчёт питающих линий
Тип и кол-во кабелей
Нагрузка на кабель А

таблица 1.doc

Таблица 4.1-Расчёт нагрузок на различных ступенях СЭС цеха
Наименование узла питания или группы электроприемников
Число Электроприемников
Установленная мощность приведенная к ПВ=100%
Коэф-т использования
Расчетная максимальная нагрузка
Задвижка электрическая фильтры №1 6
Задвижка электрическая фильтры №7 12
Задвижка электрическая фильтры №13 18
Задвижка электрическая фильтры №19 24
Воздушно-отопительный агрегат
Склад перманганата калия
Продолжение таблицы 4.1
Бактериологическая и химическая лаборатории

Таблица 3.doc

Таблица 5.2-Выбор числамощности и типа цеховых трансформаторных подстанций.
Наименование Цехов и узлов СЭС пром. предприятия
)Сооружения по обороту промывочной воды
)Камера переключений 1
)Камера переключений 2
Скважина №252929а3053
Скважина №1818а18б201747
Продолжение таблицы 5.2
Насосы второго подЪёма

Таблица 5.doc

Таблица 4.2 – Расчёт однофазной нагрузки
Наименование узлов СЭС и ЭП
Установленные мощности ЭП подключенных на линейное напряжение
Коэффициенты приведения
Установленная мощность ЭП подключенных на фазные напряжения
Средние мощности кВт Pc
Средние мощности квар Qc
Административный корпус
Потребители подключенные на Uф:
Итого от однофазной нагрузки

Записка.doc

Электроснабжение водозабора города Ноябрьска– Челябинск: ЮУрГУ Э 2007 г. 132 с 19 илл. Библиография литературы – 16 наименований. 8 листов чертежей формата А1.
Предложенная система электроснабжения потребителей позволяет осуществить рациональное получение распределение и потребление электроэнергии. Приводится расчет нагрузок потребителей в соответствии с требованиями к надежности электроснабжения. После анализа расчетов был выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от подстанции «Янга-Яха». Выбрана рациональная схема внутреннего электроснабжения. После расчета токов короткого замыкания выбрано электрооборудование как на низкой так и на высокой стороне ГПП.
Выбраны и рассчитаны виды защит и автоматических устройств рассмотрены вопросы охраны труда организации и планирования электрохозяйства
Технический паспорт проекта6
Характеристика производства12
Расчет электрических нагрузок14
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху18
4 Расчёт однофазных нагрузок23
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия28
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций30
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия35
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения35
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжени41
1 Вариант 1 – Питание от пст «Холмы»41
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию43
2 Вариант 2- питание от пст «Янга-Яха»46
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах46
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции47
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию48
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих лини от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию50
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения51
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий54
1 Выбор величины напряжения54
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия54
3 Конструктивное выполнение электрической сети55
4 Расчет питающих линий56
Расчет токов короткого замыкания59
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия62
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП62
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения62
3 Выбор токопровода67
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока68
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций70
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ73
Компенсация реактивной мощности76
Релейная защита (Расчет защит трансформатора ТДН- 16000 )85
1Защита от многофазных КЗ.85
3 Защита от внешних многофазных КЗ.88
4 Защита от перегруза89
Безопасность жизнедеятелности на предприятии91
1 Территория компоновка и конструктивная часть ГПП91
Наименование расстояния92
8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей101
Экономическая часть102
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса102
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства105
2.1 Организационная культура105
2.2 Организационная структура107
3 Планирование труда и заработной платы110
3.1 Планирование использования рабочего времени110
3.2 Планирование численности рабочих111
3.4 Планирование фонда заработной платы117
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления118
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание118
5 Планирование сметы текущих затрат119
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия (Спецвопрос)121
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения127
Список литературы131
Технический паспорт проекта
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В – 26994 кВт.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1000 В – 2520 кВт. (8АД-315 кВт)
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители III категории:
- насосы первого подъёма
Потребители II категории:
-Сооружения по обороту промывочной воды
-камера переключений 1
-камера переключений 2
Потребители I категории:
Полная расчетная мощность на шипах ГПП: Sp = 48411 кВА
Коэффициенты реактивной мощности:
Заданный энергосистемой: tg j = 0.29
Расчетный: tg j = 0.287.
Напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятия линий Sк.з.= 8000 МВА.
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы тип и сечение питающей линии АС – 7011.
Количество тип и мощность трансформаторов ГПП: 2 ТДН – 16000110.
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.
Типы ячеек распределительных устройств ГПП – КЭ-10-20УЗ.
Количество цеховых ТП типы и мощности их трансформаторов:
Типы и сечения кабельных линий (табл. 1.1).
Таблица 1.1-Типы и сечения линий
Электрофикация гордского хозяйства является одним из важнейших путей эффективного развития его производительных сил и улучшение условий труда и быта. Она в наибольшей мере способствует совершенствованию технологий росту объема продукции и повышению производительности труда.
Преимущество использования электроэнергии в ряде промышленных технологий а также обеспечение при ее применении автоматизации многих процессов и их механизации предопределяет дальнейший рост электрофикации и следовательно увеличение потребления электроэнергии.
Все возрастающее потребление электрической энергии и все возрастающие затраты на добычу и транспорт топлива необходимого для ее разработки остро поставили вопрос об экономии топлива и энергии о внедрении электросберегающих технологий. Стратегическая направленность экономической политики в отношении экономии энергии сочетается с политикой углубления электрофикации всех отраслей народного хозяйства.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электроснабжения усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию системы электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Рационально выполненная современная система электроснабжения должна
удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности безопасности и удобству эксплуатации обеспечения надлежащего качества электроэнергии уровней напряжения стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта.
Характеристика производства
Водозабор города Ноябрьска находится в городе Ноябрьске. Основное назначение предприятия – подача в город питьевой воды и технической воды для нужд города.
Воду добывают с глубины 100-150 метров на 58 скважинах. Суточное потребление воды составляет 36000-38000 м.куб. за зимние и 27000-30000 м.куб за летние соответственно.
Из-за большого содержания железа и марганца в питьевой воде в 2000 году было принято решение о строительстве станции очистки подземных вод производительностью 75000 м. куб. в сутки. В 2005 году станция была успешно введена в эксплуатацию.
Станция водоочистки позволяет снизить на 98% содержание железа и на 80% содержание марганца.Это было достигнуто с помощью установки резервуаров где вода перемешивается с перманганатом калия. В результате химической реакции железо и марганец выпадают в осадокдалее вода проходит фильтрацию в фильтрах основным компонентом которых является кварцевый песок. Далее вода поступает в резервуары 2x20000м.куб. Последним пунктом очистки перед подачей воды в город служит станция ультрафиолетового обеззараживания.
Предприятие работает по трёхсменному графику работы. Годовое число часов максимальных электрических нагрузок Тм=4335 ч.
Климатические условия:
по толщине стенки гололеда – III район
по скоростным напорам ветра – III район.
Выбросы в атмосферу на предприятии отсутствуют.
Коррозионная активность грунта предприятия – средняя блуждающих токов в грунте предприятия нет. В грунте присутствуют растягивающие усилия.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
На ГПП предприятия установлены два трансформатора ТДН – 16000110. Электроприемники предприятия работают на переменном токе частотой 50 ГЦ на напряжении 6 и 04 кВ.
Виды коммутаций и тип грунта со средней коррозионной активностью без блуждающих токов позволяет прокладку кабелей типа ААШвУ.
Расчет электрических нагрузок
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу « Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок » (РТМ.36.18.32.4-92).[ 1 ]
Согласно этому методу расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников находятся по средней нагрузке к расчетному коэффициенту по активной мощности.
где:- расчетный коэффициент по активной мощности;
- коэффициент использования по активной мощности;
- номинальная активная мощность i-го элктроприемника кВт.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
где:- расчетный коэффициент по реактивной мощности;
- коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.
Согласно руководящих указаний с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:
уровень: силовой кабель питающий отдельный электроприемники от распределительных щитов (шинопровод);
уровень: силовой кабель питающий распределительный щит от магистрального шинопровода;
уровень: магистральные шинопроводы и шины 04 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;
уровень: сети питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;
уровень: шины главной понизительной подстанции;
уровень: сети питающие главную понизительную подстанцию.
В зависимости от уровня Рр Qр определяются по разному:
где:- коэффициент загрузки.
где:- расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников определяющиеся по формуле:
где :- эффективное число электроприемников.
Равенство и в силу того что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным то есть по форме приближается к графику реактивной мощности.
где :- коэффициент одновременности максимумов нагрузок;
- число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;
- число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;
- число трансформаторов подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.
где:- число узлов 3 уровня питающихся от распределительного пункта;
-число высоковольтных электроприемников подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;
- число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных) которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;
-число трансформаторов подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.
где: - экономически обоснованная величина реактивной мощности которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;
- задается энергосистемой.
Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.
где:- коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
- удельная осветительная нагрузка на 1 производственной поверхности пола цеха;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных групп электроприёмников по отраслям промышленности приводится в справочнике [4]. Расчетные кривые и таблицы для определения приводится в таблице 1 РТM 36.18.32.4-92.[ 1 ]
2 Определение приведенного числа электроприемников
При расчетах электрических нагрузок будем пользоваться следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где:- номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).
Под понимается такое число одинаковых по режиму работы электроприемников и одинаковой мощности которая обуславливает то же значение расчетного максимума что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере ремонтно-механического цеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблица 4.1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул приведенных в пункте 4.1. и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.
4 Расчёт однофазных нагрузок
В РМЦ имеются однофазные электроприемники включенные как на фазное так и на линейное напряжение. Определение эквивалентной трехфазной нагрузки однофазных ЭП проведено по методике приведенной в источнике[2] коэффициенты приведения p и q коэффициенты использования kиа и cosφ необходимые для расчета взяты там же. Результаты расчета сведены в таблицу 4.2.
5 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Результаты расчета сведены в таблицу 4.3. Коэффициент Кр для отдельных электроприемников предприятия принят из таблицы 2 методики тяжпромэлектропроекта.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
где: – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки [2];– удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха [3];– поверхность пола цеха.
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цеха с картограммой нагрузок . Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
где: – расчетные активные нагрузки цехов; – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2.
Произведем выбор величины масштаба .Имеем:
где:– расчетные активные нагрузки соответственно электроприемников напряжением до 1000 В выше 1000 В и электрического освещения кВт.
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где : – координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3
Таблица 4.4-Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия.
Сооружения по обороту промывочной воды
Камера переключений 1
Камера переключений 2
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников (ЭП) их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближено представлена в таблице 5.1.
Таблица 5.1-Связь между мощностью трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха
Плотность электрической нагрузки цеха s кВАм2
Экономически целесообразная мощность одного тр-ра цеховой подстанции
где :– расчетная электрическая нагрузка одного цеха кВА;
Величина рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию таблицы 5.1 не получается. Таким образом в общем случае мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а также ее категории числа типа габаритов трансформаторов на предприятии.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [4].
Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категории.
При выборе ТП учитывается что число типогабаритов трансформаторов не превышает 4. Это существенно сокращает резерв и упрощает эксплуатацию трансформаторов.
На промышленных предприятиях для установки в цехах (на цеховых ТП) применяются три типа понижающих трансформаторов общепромышленного назначения: масляные совтоловые и сухие. Выбор их зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.п.
В нашем случае мы устанавливаем масляные трансформаторы типа ТМ. Все данные по типу трансформаторов заносим в таблицу 6.4 согласно [5].
При выборе трансформаторов цеховых ТП определяется наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В для этой ТП:
где: – число трансформаторов цеховой ТП;
– допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП
в нормальном режиме [2];
– номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;
– расчетная активная нагрузки на ТП.
Величина является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей:
где:–расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При трансформаторы ТП не могут пропускать всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения данной ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут составлять соответственно:
где:– число взаимно резервированных трансформаторов цеховой ТП;
– полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор
ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Все расчеты сведены в таблицу 5.2.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения
По приближенной формуле Стилла находим величину рационального напряжения:
– расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
где:- расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия кВт;
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций кВт;
- расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории кВт;
- коэффициент одновременности максимумов. Является функцией числа присоединений N и средневзвешанного коэффициента использования по активной мощности (РТМ.36.18.32.4-92) [1]. N является суммой числа цехов и числа высоковольтных устройств (N= 13+8=21).
где:– средняя суммарная низковольтная нагрузка (табл. 6.2);
- средняя суммарная высоковольтная нагрузка (табл. 6.2);
- суммарная номинальная низковольтная нагрузка (табл. 6.2)
- суммарная номинальная высоковольтная нагрузка
Находим по таблице 2 (РТМ.36.18.32.4-92)[1]. ;
Принемаем стороннюю нагрузку 15500 кВт.
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения (рис. 6.1): 1 вариант – питание от подстанции «Янга-Яха» напряжение 110 кВ;
вариант – питание от подстанции «Холмы» напряжение 35 кВ.
2 Выбор трансформаторов на ГПП
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:
где:- экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции потребляемая предприятием от энергосистемы (; [6]).
где:- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции при варианте 35 и 110 кВ соответственно.
Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:
где:– коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме; = 07 [ 4 ]
На ГПП выбираем:при варианте 35 кВ два трансформатор ТДН – 1600035;
При варианте 110 кВ два трансформатора ТДН – 16000110.
Расчётный коэффициент загрузки трансформаторов ГПП в нормальном режиме:
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы равен:при варианте 35 кВ- 061;при варианте 110 кВ-062.Результаты расчётов сведены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2-Сравнение вариантов целесообразного напряжения.
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс кВА
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП Qтргпп квар
Полная расчетная нагрузка Sр кВА
Мощность трансформаторов ГПП Sт кВА
Тип трансформаторов ГПП
Номинальная мощность тр-ра кВА
Напряжение на высокой стороне Uвн кВ
Напряжение на низкой стороне Uнн кВ
Потери холостого хода Рхх кВт
Потери короткого замыкания Pк кВт
Напряжение короткого замыкания Uк%
Ток холостого хода Iхх %
Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм
Коэф-т загрузки в послеаварийном режимеКз.авар
Схема внешнего электроснабжения на 110 и 35 кВ представлена на рисунке 6.1 и 6.2 соответственно.
с.ш. 10 кВ 2 с.ш. 10 кВ
Рисунок 6.1-Схема внешнего электроснабжения на 35 кВ.
Рисунок 6.2-Схема внешнего электроснабжения на110 кВ.
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжени
1 Вариант 1 – Питание от пст «Холмы»
Паспортные данные трансформатора ТДН 1600035:
1.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
где:-мощность холостого хода;
-мощность короткого замыкания;
- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
-число трансформаторов.
где:-номинальная мощность трансформатора;
-ток холостого хода;
-коэффициент загрузки;
-напряжение короткого замыкания.
Потери электрической энергии в трансформаторе за год:
где:-количество трансформаторов на ГПП;
-мощность холостого хода;
-годовое число работы предприятия;
-коэффициент загрузки трансформатора;
-мощность корорткого замыкания;
-годовое число часов максимальных потерь.
1.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
где:- расчётная активная нагрузка предприятия;-потери активной мощности;-потери активной мощности в трансформаторе;
-экономически целесообразная реактивная мощность.
Расчетный ток цепи линии:
Ток в послеаварийном режиме:
где:-расчётный ток линии
где:-расчётная мощность линии;
-номинальное напряжение;
Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока J=11 Амм2
где:-расчётный ток линии.
Выбирем ближайшее стандартное сечение. Провод АС-15019 А омкм омкм 6.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: 450³324 А (проходит)
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
где:-количество линий;
-расчётный ток линии;
-активное сопротивление линии;
-число часов максимальных потерь;
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 2.
где:-мощность короткого замыкания системы;
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
-удельное реактивное сопротивление линии.
Определим ток короткого замыкания в точке К1.
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где:-ударный коэффициент 1.
Аппериодическая состовляющая:
где:-постоянная времени затухания.
Рисунок 7.1 - Исходная схема А) и схема замещения Б) для расчета токов
короткого замыкания (35 кВ)
Определим ток короткого замыкания в точке К2:
где:=18-ударный коэффициент.
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
где:- время срабатывания защиты;
-собственное время отключения (с приводом) выключателя.
Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35630-10.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные сведены в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 - Оборудование 35 кВ
ВГБЭ- 35630 - 10УХЛ1
РРЗ - 35 - 1000 – У3
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-Ф-3536. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
2 Вариант 2- питание от пст «Янга-Яха»
Паспортные данные трансформаторов ТДН-16000110
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
где:-коэффициент загрузки трансформатора в нармальном режиме.
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток одной цепи линии:
Ток при повреждении одной цепи линий:
Сечение проводов линии нахождим по экономической плотности тока J=11 Амм^2
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-7011 имеет длительно допустимый ток = 265 А [6] и удельные сопротивления:
=0.42 омкм =044 омкм [7] при среднегеометрическом расстоянии между проводами фазы ДСР = 5000 мм.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
Провод АС-7011 по условию короны проходит т.к. минимальное сечение (по условию короны) провода для напряжения 110 кВ равно 70 мм2.
Потери активной энергии в проводах линии за год:
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Для выбора аппаратуры проведём расчёт токов короткого замыкания схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 8.1.
Рисунок 7.1- Исходная схема А) и схема замещения Б) для расчета токов
короткого замыкания (110 кВ)
Мощность короткого замыкания системы:Sк=8000 МВА.
Базисная мощность: =1000 МВА.
Базисное напряжение: =115 кВ.
где:- удельное сопротивление воздушной линии;
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где:-постоянная времени затухания.
Определим ток короткого замыкания в точке К2
Ударный ток короткого замыкания ( =18):
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих лини от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию
Результаты выбора и проверки аппаратов для варианта 1 сведены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Выбор оборудования варианта 2
ВГУ - 110 - 402500У1
РДЗ - 110 - 2000 - У1
Продолжение таблицы 7.2
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-Ф-11077 УХЛ1 в нейтраль силового трансформатора включаем 1×ОПН-П-11056 УХЛ1 ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А tтер = 119 кА2с).
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по [8];
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 2 сведены в таблицы 7.3 7.4.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где:- удельная стоимость;
=435.4 рубкВт*мес-основная ставка тарифа;
=0.332 рубкВтч-стоимость 1 электроэнергии;
-отношение потерь активной мощности предприятия DPэ в момент наибольшей активной нагрузки нагрузки энергосистемы к максимальным потерям DPм активной мощности предприятия.
- поправочный коэффициент: для 10 кВ;
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 8.5.
Таблица 7.3 – Экономические показатели варианта 1
Наименование оборудования
Стоимость единицы тыс. руб.
Кап. вложения тыс. руб.
Потери эл. энергии кВт*ч
Стоимость потерь тыс. руб.
Трансформатор силовой
ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах
ВГБЭ -35630 - 351 УХЛ1
Продолжение таблицы 7.3
РДЗ - 35 - 1000 - У1
ТВ - 35 - У1 - 0510Р
Таблица 7.4 – Экономические показатели варианта 2
Стоимость потнрь тыс. руб.
ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах
Таблица 7.5 - Сравнение вариантов 1 и 2
Кап. затраты тыс. руб.
Приведённые кап. затраты тыс. руб.
Стоимость потерь тыс. руб
Приведённые затраты тыс. руб.
В результате сравнения вариантов видим что вариант 2 экономичнее варианта 1 на 39% выбираем вариант 2.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий
1 Выбор величины напряжения
Выбор величены напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величены нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”принимаем напряжение 6 кВ.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схему распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем радиальную при последовательном линейном расположении подстанций для группы технологически связанных цехов с числом присоединенных подстанций три шесть и радиальные при нагрузках располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Двухступенчатые радиальные схемы (установка распределительных пунктов) выполняется при наличии в цехах большой группы электроприёмников напряжением свыше 1 кВ. при числе отходящих линий с обеих секций распределительных пунктов не менее восьми так как в этом случае это будет экономически целесообразно.
Схема сетей внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1-схема внутреннего электроснабжения предприятия.
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Так как на комбинате имеется широко разветвлённая сеть технологических эстакад то кабели будем прокладывать в них. Для прокладки используем кабель марки ААШвУ
4 Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где:- мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где:- экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где:- поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4];
-поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель [4];
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где :- коэффициент перегрузки [4];.
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где:- расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля [2].
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки элементов схемы электроснабжения.
Исходная схема для расчета токов короткого замыкания и расчетная эквивалентная схема представлены на рис. 10.1. Токи короткого замыкания определяются в следующих характерных точках:
К1 и К2 – точки в схеме внешнего электроснабжения;
К3 – сборные шины распределительного устройства низшего напряжения ГПП;
К4 – распределительное устройство низшего напряжения самой мощной из цеховых ТП.
Базисная мощность SБ = 1000 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции электросистемы Sc = 8000 МВА.
Рисунок 9.1-Схема для расчёта токов КЗ
Определяем токи короткого замыкания на ступенях системы:
Токи короткого замыкания в точках К1 и К2 были определены ранее (раздел 8.1.3) .
Из раздела 8.1.3: Х1=022; Х2=003.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К3:
где: -мощность трансформатора на ГПП.
Найдём базисный ток:
Найдём сопротивление энергосистемы Xэс:
где:-сопротивление системы;
-сопротивление трансформатора ГПП
Периодическая составляющая тока к моменту t=0:
Для энергосистемы Ес=1.
Принимаем постоянной в течение всего процесса замыкания.
где:-ударный коэффициент 165 [ 6 ]
Ток короткого замыкания в точке К4 (Ремонтно-механический цех) (ТП4):
Сопротивления трансформатора (ТМ 1000) выберем из 4.11 [1]:
Сопротивление контактов выключателя (Iном=630 А) выберем из 4.13 [1]:
Ток КЗ в точке 4 равен:
Ударный ток в точке К4:
где:-ударный коэффициент
Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
В точке К5 и К6 токи расчёт аналогичный точке К3
Таблица 9.1-Мощность и токи коротких замыканий
Мощность кз ступенни
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия
Выбор и проверка электрооборудования предполагают сравнение каталожных данных каждого аппарата принимаемого к установке с расчетными параметрами точки схемы электроснабжения в которой устанавливается этот аппарат.
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП
Для двухтрансформаторной подстанции с постоянным оперативным током предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд.
где:-мощность трансформатора на ГПП
Принимаем к установке ТСН типа ТМЗ-10010.
ТСН подключаем через предохранитель.
Принимаем предохранитель ПКТ 101-10-10-315У3.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения
РУ на напряжение 10 кВ принимается комплектным из шкафов серии КУ-10 для внутренней установки. Ячейки комплектуются выключателями ВВЭ-10 и трансформаторами тока ТЛ.
Выбор выключателей производится:
-по номинальному напряжению Uуст Vном;
-по длительному тону Iраб.утяж. Iном;
-по отключающей способности .
Выключатели проверяются на симметричный ток отключения по условию:
Int Iотк ном ; (10.1)
на возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:
iat ia ном = ×× Iотк ном.
где:Bн–нормированное значение содержание апериодической составляющей в отключаемом токе в %;
t – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов;
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по условию:
На термическую стойкость:
Если условие: Int Iотк ном соблюдается а iаt ³ iа ном то допускается проверка на отключающую способность производится по номинальному току к.з.
Ток утяжеленного режима:
Принимаем КРУ : КЭ-10-20 У3.
Ta= 012 согласно [6]
t = tр.з. + tсв = 001 + 0075 = 0085 с.
где: -время срабатывания релейной защиты.
Вн = I2nt (tз + tв + Тa) (10.4)
Вн = 6.562 × (15 + 0075 + 012) = 7.02 кА2×с.
Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 10.1.
Таблица 10.1 – Выбор вводных ячеек
На отходящих линиях устанавливаем КРУ КЭ-10-20-630 У3 выбор выключателей отходящих линий представлен ниже.
Выбор трансформатора тока производится по условиям таблицы 10.2 и произведён в ней же.
Таблица 10.2 – Выбор трансформаторов тока вводных ячеек
Выбранный трансформатор тока проверяется по вторичной нагрузке (табл. 10.3) по схеме на рис. 10.1
Таблица 10.3 – Нагрузка трансформатора тока
Потребляемая мощность ВА
Счетчик активной энергии
Рис. 10.1 – Схема подключения приборов
Выберем контрольные кабели:
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе А. Общее сопротивление приборов.
где:-мощность приборорв.
Допустимое сопротивление приборов :
rпров = 08 – 02 –007 = 053 Ом.
Применим кабель с алюминиевыми жилами длиной 40 метров. Трансформаторы соединены в неполную звезду:
где:- расчётная длина зависящая от схемы сопротивления трансформаторов тока для 10 кВ 4 - 6 м [6].
Принимаем кабель АКРВГ –4 х 4
Секционный выключатель 10 кВ:
Амперметр типа Э - 335 с нагрузкой на каждую фазу по 05 В*А:
rпров = rг.ном – rприб – rконт = 08 – 002 –005 = 073 Ом.
где: - расчётная длина зависящая от схемы сопротивления трансформаторов тока для 10 кВ 4 - 6 м [6].
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 08.10 с паспортными данными: Uном = 10 кВ S2ном = 3×75 = 225 ВА работающий в классе точности 05. К нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 10.4.
Таблица 10.4 - Нагрузка трансформаторов напряжения
Общая потреб мощность
Ввод 10 кВ трансформатора
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:
S2 S2ном т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.
Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.
Выберем токопровод соединяющий силовые трансформаторы ГПП и РУ напряжением 10 кВ условия выбора и сам выбор представлены в таблице 10.5.
Таблица 10.5 – Выбор токопровода
Iтерм^2*tтерм = 4800 кА^2*c
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока
Результаты расчётов сведены в таблицу 10.6.
Таблица 10.6 – Выбор выключателей 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока
Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей:
От главной понизительной подстанции до распределительного пункта 1:
- время срабатывания релейной защиты;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.[ 6 ]
Сечение кабеля удовлетворяющее термической стойкости токам короткого замыкания:
От распределительного пункта 1 до распределительного пункта 2 - время срабатывания релейной защиты;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
От распределительного пункта 2 до высоковольтных двигателей - время срабатывания релейной защиты;
Таблица 11.7 – Проверка кабелей на термическую стойкость
Все кабели прошли проверку на термическую стойкость
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
На вводах трансформаторных подстанций скважин устанавливаем разъединители и предохранители на вводе на подстанцию станции водоочистки
выключатель нагрузки и предохранители. Результаты выбора сводим в таблицу 10.9. Выбор аппаратов производится по справочнику [1].
Таблица 10.9 – Выключатели нагрузки и предохранители
Тип выключателя и разъединителя
На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. По величине тока короткого замыкания в точке К6 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 10.10 [2].
Таблица 10.10 – Автоматические выключатели
Место установки выключателя
А3726; Iном = 400 А; Iо = 27 кА
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ
Для выбора коммутационной аппаратуры на стороне 04 кВ был произведён расчёт токов к.з. в разделе «Расчёт токов короткого замыкания». Так же в разделе 10.5 был выбран автоматический выключатель на вводе ВРУ.
Выбираем распределительные шкафы. В таблице 10.11 были расчитаны нагрузки и рабочие токи на каждый шкаф:
Таблица 10.11- Нагрузки и рабочие токи
Шкаф распредилительный
Выбираем шкаф ШР ПР11М-324-54 УХЛ3 которые соединяются со СШ РПН кабелями марки ААШв.
Падение напряжения в шинах:
где: l – длинна провода
Uн – номинальное напряжение шины.
Выбираем провода и плавкие вставки предохранителей. Для этого определим величины рабочих токов двигателей по формуле:
где: Кз – коэффициент загрузки двигателя принимаем равным 08;
Рн – номинальная мощность двигателя (берётся из таблицы 1);
- к.п.д. принимаем равным 09;
Uн – номинальное напряжение;
cos - коэффициент мощности двигателя (берётся из таблицы 4.1).
Номинальный ток выключателя выбираем по рабочему току (берётся из таблицы 1)
Сечение проводов выбираем по условию:
Провод проложен в кабель канале от ШР до электроприёмника. Для соединения выбираем провода марки АПВ или кабель АВВГ
Все результаты расчётов и выбора оборудования сводим в таблицу 10.12
Таблица10.12 - Выбор аппаратуры в главном корпусе
Мощность одного ЭП Рном кВт
Задвижка электрическая
Воздушно отопительный агрегат
Продолжение таблицы 10.12
АквадистиляторСушильный шкафбаня водяная
Баня водянаяшкафзаслонка воздушнаяпечь муфельнаястол
Сушильный шкафшкафстолзаслонка воздушная
Компенсация реактивной мощности
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На районной подстанции установлены два трансформатора типа ТДН-1600011010 мощностью по 16 МВА каждый.
Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет 2 секции с.ш.
Схема для расчёта компенсации реактивной мощности представлены на рисунке 11.1.
В таблице 11.1 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 11.1.
Сопротивление трансформатора:
Сопротивление кабельной линии:
где : - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Таблица 11.1 – Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Трансформаторная подстанция
Продолжение таблицы 11.1
Рисунок 11.1- Схема электроснабжения предприятия
Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП подключенных к с.ш. РП1 и РП2:
ТП 2 ТП 3 ТП4 ТП5 ТП6 - питаются по магистральной линии:
Рисунок 11.2 – схема для расчёта эквивалентных сопротивлений
Найдём сопротивления в точках 1 2 3 4 5:
Найдём эквивалентные сопротивления:
ТП 13 ТП 15 ТП 17 - питаются по магистральной линии:
Рисунок 12.5- Схема для расчёта эквивалентных сопротивлений
Найдём сопротивление в точках 1 2 3.
Для остольных участков сопротивления рассчитываются аналогично.
Определяем оптимальную реактивную мощность низковольтных БК подключенных к ТП в предположении что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа =).
Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.
Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:
где: – коэффициент учитывающий затраты обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности:
α – основная ставка тарифа рубкВт;
– стоимость 1 кВтч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);
Для 110 кВ: α = 5225 рубкВт год; = 033 рубкВч
Км = РэРм = 081 – отношение потерь активной мощности предприятия Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям Рм активной мощности предприятия;
– время использования максимальных потерь ч.
С0 = = 6763.95 рубкВт
Непосредственное определение затрат на генерацию реактивной мощности:
- для низковольтных БК (04 кВ)
- для высоковольтных БК (10 кВ)
З1г.кв = З10 = (11.5)
Определение реактивной мощности источников подключенных к СШ 10 кВ ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК подключенных к ТП определяем в предположении что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа λ = З10):
Qсi = Q1i + ΔQтi +Q1i + ΔQтi + (11.6)
где: а = 1000=100010 = 10 кВ-2
Результаты расчета мощностей Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 11.2.
Определение мощности высоковольтной БК подключаемой к СШ 10 кВ РП производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ РП:
Подставим все найденные значения в формулу (11.6):
Q0 = 1.45 - 0.56 - 0.692 = 0.198 Мвар > 0
Необходима установка высоковольтных конденсаторных батарей в распределительное устройство 10 кВ.
Результаты расчетов сводим в таблицу 12.4:
Таблица 11.4 – Низковольтные блоки конденсаторов
Тип принятой стандартной БК
Значение коэффициента реактивной мощности tgφэ заданного предприятию энергосистемой:
Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
где: - мощность конденсаторной установки
Найдём резерв реактивной мощности для этого найдём генерируюмую реактивную мощность:
Потребляемая мощность =
Резерв реактивной мощности равен 0.8 % поэтому требуется установка дополнительных батарей конденсаторов.
Принемаем:КС-105-75 2У3.Мощностью 150 кВар.
Релейная защита (Расчет защит трансформатора ТДН- 16000 )
1Защита от многофазных КЗ.
На силовых трансформаторах в качестве защиты от различных видов КЗ принимают продольно дифференцированную защиту. Поскольку оперативный ток постоянный то защиту удобнее выполнять на РСТ – 15.
Номинальные первичные токи трансформатора:
где: - номинальная мощность трансформатора;
- напряжение на стороне 115 кВ.
- напряжение на стороне 10.5 кВ
Принимаем к установке ТТ на стороне ВН типа ТФЗМ-110150Б-1-0510Р с коэффициентом трансформации =30 (соединение обмотки НН по схеме треугольник) на стороне НН ТТ типа ТПЛК-10-УЗ-1500-0510Р с коэффициентом трансформации =300 (соединение обмотки НН по схеме неполная звезда).
Тогда вторичные токи находятся по формуле:
где: =- коэффициент схемы [ 1 ]
Основной стороной защиты является сторона с большим током ВН.
Расчетный ток не баланса:
где: - рассчитывается для всех типов дифференциальных защит.
- рассчитывается для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой
где:- пределы регулирования на высоком напряжении;
- пределы регулирования на низком напряжении.
Если трансформатор двухобмоточный то =0 [ 1 ]
- рассчитывается для трансформаторов.
где: - число витков не основной обмотки
Подставим полученные выражения в (15.4) получим:
Где: – Класс точности ТТ;
Кодн - Коэффициент однотипности (Кодн=1);
Ка - Коэффициент апериодической составляющей (Ка=1);
Ток срабатывания защиты по условию отстройки: тока не баланса (с коэф. Котс=125) и броска тока намагничивания (с коэф. Котс=0.5):
Принимаем больший ток: Iсз=238.8 А.
Находим коэффициент чувствительности (предварительный):
Соответствующий ток в реле с учетом схемы соединения ТТ (на основной стороне):
где:= - коэффициент схемы.
Расчетная МДС основной обмотки
где: W - число витков основной обмотки рекомендовано принять 12 или 16 (принимаем Wосн=12);
Focн= 180 А – принимаем.
Число витков не основной обмотки рассчитаем как:
Принимаем число витков не основной обмотки Wне осн=12;
Ток в реле на не основной стороне:
Ток срабатывания защиты по условию отстройки: тока не баланса (с коэф. Котс=125
Проверяем защиту по коэффициенту чувствительности:
Газовая защита от межвитковых замыканий и других внутренних повреждений. Выполнена на реле РГТ - 80;
Уставка времени срабатывания скоростного нижнего элемента реле составляет tср=3 мс.
3 Защита от внешних многофазных КЗ.
В качестве внешней защиты трансформатора от внешних многофазных КЗ предусматривается МТЗ с независимой выдержкой времени. Выполненная на реле РСТ – 13 с ТТ включенным по схеме неполная звезда.
Ток срабатывания защиты с учетом коэффициента само запуска Ксз=12:
В зоне резервирования в конце линии.
Ток срабатывания реле:
где: Ксх=1 ( полная звезда) [1];
Принимаем реле РСТ – 13 – 19.
Время срабатывания защиты выбираем из условия отстройки от аналогичной защиты на на СВ :
4 Защита от перегруза
Защита от перегруза является токовой защитой выполняемой на одной фазе А со стороны питания. Ее ток срабатывания:
Время срабатывания защиты tсз=9 с.
Безопасность жизнедеятелности на предприятии
В данном разделе дипломного проекта рассмотрены вопросы организационных технических мероприятий а также средства обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока электромагнитного поля электрической дуги и электрических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работы;
обучение и инструктаж персонала;
контроль за выполнением правил технической эксплуатации и техники безопасности.
К техническим мероприятиям относятся:
обеспечение нормального освещения в зоне работ;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного инструмента а так же применение блокировок коммутационных аппаратов спецодежды.
ГПП является одним из важнейших объектов СЭС в тоже время это объект повышенной опасности поражения обслуживающего персонала электрическим током. Поэтому на ГПП должно уделяться особое внимание вопросам техники безопасности и охраны труда.
1 Территория компоновка и конструктивная часть ГПП
Местоположение ГПП выбирается с учетом требований ПУЭ расположения ЦЭН и розы ветров района (загрязняющие атмосферу дымы от основного производства не загрязняют оборудование ГПП).
Оборудование ОРУ-110 кВ располагается таким образом чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов транспортировки трансформаторов проезда пожарных машин и передвижных лабораторий (предусмотрен проезд вдоль выключателей габарит проезда не менее 4 м по ширине и высоте).
Территория ГПП ограждается бетонным забором высотой 3 м.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ приняты равными [4]:
Таблица 13.1-Наименьшее расстояние от токоведущих частей до элементов ОРУ
Наименование расстояния
Изоляционное расстояние мм
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней
От не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а так же между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ устанавливаются разъединители РДЗ. От неверных операций разъединителями предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Так же предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносного заземления что повышает безопасность работ и снижает аварийность.
КРУН-10 кВ выполняется с односторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют механические блокировки:
блокировка исключающая выкат тележки при включенном выключателе;
блокировка привода выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей исключающая возможность оперировать приводами разъединителей при включенном выключателе;
КРУН располагается отдельно имеет два выхода расположенные с противоположных торцов. Двери КРУН имеют самозакрывающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
Арматура изоляторов ОРУ и шин ГПП окрашивается в желтый зеленый и красный цвета (соответственно фазам А В и С). Все кабели ГПП в местах присоединения имеют таблички с адресом маркой и сечением.
Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Правил использования и испытания защитных средств".
Защитные средства представлены в таблице 13.2
Таблица 13.2-Защитные средства
Штанга изолирующая: 110 кВ
Указатель напряжения: 110 кВ
Изоляционные клещи: 10 кВ
Диэлектрические боты
Диэлектрические перчатки
Временные ограждения
Продолжение таблицы 13.2
Переносные заземления 110 кВ
Предупредительные плакаты
Контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединенных к трансформатору напряжения НТМИ-10. Так же для контроля изоляции служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗРЛ установленные в ячейках КРУ.
В сети напряжением 10 кВ используется защита от ОЗЗ с действием на сигнал. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения kV подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединенной по схеме «разомкнутого треугольника» (рис. 131).
Реле имеет уставку по напряжению равную 03U ф. В нормальном режиме работы напряжение нейтрали не превышает 15 % U ф что составляет не более 15 В на зажимах указанной вторичной обмотки. При возникновении ОЗЗ напряжение на нейтрали возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки - до 100 В. При этом реле срабатывает и включает сигнализацию (световую или звуковую) о появлении ОЗЗ в электрической цепи.
Такой комплект является общим для одной секции сборных шин.
Рис. 13.1-Трёхфазный трансформатор напряжения
На ГПП предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Территория ГПП освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Ремонтное освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В.
Внутреннее освещение выполнено светильниками типа ЛСПО2 (с люминесцентными лампами подвесные для промышленных и производственных зданий).
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами установленными в ПУЭ.
Световой поток определяется по выражению:
где:Е=5 лк – минимальная освещенность принято для ОРУ ГПП по шкалам освещенности;
Кзап=15 – коэффициент запаса учитывающий потери света от загрязнения стёкол прожекторов [1];
е=1 – суммарная условная освещенность от близлежащих источников;
=11 – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока.
где:Z=12 – отношение средней освещенности к минимальной;
S=6141 м2 – площадь;
=065 – КПД светового потока.
Примем число прожекторов равным N=8.
Мощность одной лампы:
где:W = 1 Втм2 – удельная мощность.
К установке принимаем 8 прожекторов типа РКУО3–500–001–УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 500 Вт. Устанавливаются прожекторы по углам ОРУ ГПП на высоте h=8 м.
5 Пожарная безопасность
Территория ОРУ-110 кВ относится к категории Г-III. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслоприемника и маслосборника трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения. Между трансформаторами расстояние менее 15 м следовательно ставится противопожарная перегородка.
По степени пожарной опасности КРУН-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г-II.
Здание КРУН выполнено из алюминиевых панелей с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются по кабельным конструкциям. Помещение КРУН оснащено огнетушителями типа ОУ-8(5 штук) на ОРУ - ОП-5 (3 штуки).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1 штука;
-ящик с песком (05 м3) и лопаты.
6 Защита ГПП от грозовых перенапряжений
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений»(СН-305-77).
Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году. Устанавливаем 4 молниеотвода на порталы.
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:
где: D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:
где:а=80 м b=50 м соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
hа – активная высота молниеотвода.
Высота молниеотводов:
где: hх=17 м – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
На рис.17 показана зона защиты на высоте hx=11 м.
Рис.13.2-Зона защиты на высоте hx=11 м.
Наибольший ток через заземление при замыкании на землю со стороны 110 кВ – 51 кА. Грунт в месте сооружения подстанции – песчаный. Площадь территории подстанции S=4000 м2. Удельное сопротивление грунта: ρ=500 Ом м. Климатическая зона 1. Дополнительно в качестве естественных заземлителей используем тросы-опоры с сопротивлением заземления Re=2 Ом.
Со стороны 110 кВ в соответствии с ПУЭ требуется сопротивление заземления 05 Ом а со стороны 10 кВ:
где: Iрасч – расчетный ток замыкания на землю со стороны 10 кВА; Uрасч=125 В – расчетное напряжение на заземляющем устройстве (заземляющее устройство используем и для установок подстанции напряжением 110 кВ).
Так как 18 20 А то по [1] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
где:Uном – номинальное напряжение сети кВ;
lв –20124 общая длина электрически связанных между собой воздушных линий км.
Сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя:
Повышающий коэффициент для киматической зоны 1 4 принимаем равным 7 для горизонтальных протяженных электродов при глубине заложения 07 м и 2 для вертикальных стержневых электродов длиной 5 м при глубине заложения их вершин 05-07 м.
Расчетные удельные сопротивления:
-для горизонтальных электродов Ом·м;
-для вертикальных электродов Ом·м.
Сопротивление растеканию одного вертикального электрода – уголка №50 длиной l=5 м при погружении его ниже уровня земли на 07 м:
t – высота погружения от поверхности земли до середины электрода.
Примерное число вертикальных заземлителей при предворительно принятом коэффициенте использования kи.в.э.=08:
Сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полос 40x480 мм2) приваренных к верхним концам уголков:
где:b=40 мм – ширина полосы;
Действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе уголков примерно 100 и отношении аl=2 (a – расстояние между вертикальными электродами) kи.г.э.=024 4:
Уточненное сопротивление вертикальных электродов:
Уточненное число вертикальных электродов определяют при коэффициенте использования kи.в.э.=06 при n=100 и al=2:
Окончательно принимаем 93 уголка.
Дополнительно к контуру на территории подстанции устанавливаем сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08-1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 6 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и подъездов а также по краям контура прокладывают углубленные полосы. Эти неучтенные горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления.
Проверим термическую стойкость полосы 40x600 мм2. Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания tп=11 с:
где:С=74 – постоянная для стали.
Таким образом полоса 40x600 мм2 удовлетворяет условию термической стойкости.
8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей
На ГПП применяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи типа СК. В процессе работы батареи выделяются пары серной кислоты водород и кислород образующие взрывоопасные смеси. Поэтому разработаны специальные требования к помещениям аккумуляторных батарей их эксплуатации.
В помещениях аккумуляторных батарей применяется противовытяжная система для отопления и вентиляции. Подача и удаление воздуха производится по каналам в стенах с разных сторон помещения.
В помещении вентиляционной камеры находящейся рядом с аккумуляторной площадью 6 – 10 м2 устанавливаются вентиляторы и калориферы. Вентиляторы должны обеспечивать 5 - 6 кратный обмен воздуха в час.
Точно потребленный в час объем свежего воздуха определяется по выражению:
где:Iз=5 А – наибольший ток заряда;
n=120 - количество батарей.
По результатам расчета принимаем естественную вентиляцию помещения. Вытяжная шахта - труба вентиляции выводится выше кровли на 15 м.
Целью экономической части проекта является оценка экономической эффективности принятых решений и анализ экономических результатов. Для этого решаются следующие задачи:
Выбор варианта электроснабжения предприятия.
Расчет капитальных вложений по данному варианту.
Расчет текущих затрат.
Оценка экономической эффективности проекта.
На основании технико-экономических расчетов приведенных в разделе 8 выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от пст «Янга-Яха». результаты сравнения вариантов в таблице 14.1.
Таблица 14.1 исходные данные.
Потери эл. эл. энергии
Стоимость потерь эл.
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса
Система общих и маркетинговых целей предприятия может быть построена по логической схеме: “ценности мировой культуры – идеальное видение будущего состояния – миссия – иерархия целей – стратегия реализации целей – задачи и действия”
Соотношение влияния движущих сил реализации целей и сдерживающих сил этому препятствующих покажем на схеме поля сил (рис.14.1).
Движущие силы Потенциал изменений
Рисунок 14.1-Анализ поля сил
Далее рассмотрим систему целей энергетического хозяйства предприятия т.е. построение дерева целей.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподчиненность и связь подразделений в иерархии управления. Дерево целей
представлено на рис. 14.2.
Рисунок 14.2-Дерево целей
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства
Организационная культура – совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чем думаем. Как та или иная совокупность убеждений традиций ценностей и норм персонала организационная культура требует соответствующих организационных и производственных структур.
2.1 Организационная культура
Для данного предприятия тип организационной культуры – культура роли. Для этого типа культуры характерна строгая специализация основной источник власти – сила положения а контроль осуществляется с помощью правил инструкций которые определяют полномочия и разделение работ. Рассмотрим данную организационная культура в которой преобладает сила специалистов и нацеленность на общий результат. Для такой культуры характерно следующее:
-руководитель должен быть объективным и точным избегать использовать власть в своих интересах требовать от подчиненных выполнение работ в соответствии с их обязанностями;
-ответственный и надежный подчиненный беспрекословно выполняющий свои обязанности;
-член организации считает приоритетным обязанности и требования соответствующие его роли и привычкам;
-в такой организации преуспевают добросовестные и ответственные люди преданные своему делу;
-организация относится к сотруднику в соответствии с положениями контракта;
-сотрудниками управляют и на них влияют безличностным проявлением силы;
-один сотрудник руководит другим в соответствии с предписаниями;
-основаниями для постановки задачи является формирование распределения обязанностей и ответственности;
-работа совершается с соблюдением договорных обязательств и личной преданности;
-конфликт подавляется ссылкой на правило;
-директивы поступают сверху вниз информация поступает снизу вверх в пределах функционального треугольника соединенного вверху;
Сильными сторонами такой культуры являются:
четкое разделение функций;
нацеленность на выполнение обязанностей в соответствии с ролью сотрудника в организации;
разрешение конфликтов путем переговоров и компромиссов;
направленность сотрудников на выполнение конкретных задач;
служащим дается возможность стать компетентным в своей области;
выраженная иерархия власти.
Слабыми сторонами являются:
стремление к положению со статусом;
невозможность охватить все возможные нюансы работы удовлетворяющие обе стороны.
Возможности такой культуры:
высокая эффективность в стабильном окружении со стабильным рынком;
высокое качество работ.
Угрозой культуре роли являются:
изменения окружающей среды сопровождаются плохой адаптацией и медленной реакцией на них.
2.2 Организационная структура
Организационная структура – это система взаимоотношений между должностями и людьми в организации.
Назначение организационной структуры заключается в распределении работ между членами организации и координации их действий направленных на достижение общих целей.
Организационная структура линейно-функциональная.
Организационную структуру управления отобразим схемой линейно-функциональных взаимосвязей служб управления (рис.14.3) где сплошной линией показаны линейные связи пунктирной – функциональные.
Рисунок 14.3 организационная структура предприятия
2.3 Функциональная матрица и должностная инструкция
Матрица образуется при взаимно перпендикулярном размещении схем организационной структуры энергохозяйства и структуры работ. Поэтому далее определим перечень работ – общих и конкретных функций менеджеров и исполнителей направленных на реализацию целей сформулированных в п.14.1.2
Распределение ответственности за выполнение работ показано в табл.14.2. Таким образом фиксируется разделение линейного и функционального руководства.
Таблица 14.2- Распределение ответственности за выполнение работ.
Работы функции операции
Должности менеджеров специалисты исполнители
*создание структуры по эффективному обслуживанию энергохозяйства;
* получать и распространять информацию об изменении работ энергосистемы;
*организовать распределение ресурсов.
Продолжение таблицы 14.2
* составление графика работы предприятия;
* организует участки по выполнению определенного типа работ;
* осуществляет регулирование отбора персонала;
* производит инструктаж подчиненного персонала;
*за проведением основных видов работ.
* планирование работ по обеспечению предприятия эл.энергией;
* обеспечивает бесперебойное снабжение предприятия эл. энергией;
* участвует в работе квалификационных комиссий;
* составляет должностные инструкции;
* организация технического обслуживания ремонта и реконструкции сетей технадзора;
* участвует в проверке знаний персонала;
* проводит инструктаж и воспитательную работу с персоналом;
нием бригад ресурсами;
*за состоянием оборудования
На основе функциональной матрицы составим должностную инструкцию мастера.
Название должности: мастер;
Подчиненность: подчинен непосредственно начальнику участка.
На должность начальника РЭС назначается:
специалист имеющий высшее или средне-специальное образование имеющий стаж работы по специальности группу по электробезопасности 4;
лицо имеющее некоторый опыт работы с коллективом способный взять на себя ответственность за решение возложенных задач;
лицо имеющее такие особые качества как собранность быстрота реакции и уверенность в принимаемых решениях.
Основные обязанности:
осуществлять руководство ремонтным персоналом и организовывать производственную деятельность подчиненного персонала по ремонту оборудования;
обеспечивать безаварийную работу электрооборудования;
обеспечивать организацию технического обслуживания ремонта и реконструкции электрооборудования;
обеспечивать соблюдение ремонтным персоналом правил и инструкций по охране труда и технике безопасности при производстве ремонтных работ.
Ответственность мастера:
мастер несет ответственность за:
Невыполнение возложенных на него обязанностей;
Нарушение трудовой и производственной дисциплины им самим и подчиненным персоналом;
Невыполнение ПТБ иПТЭ подчиненным персоналом;
3 Планирование труда и заработной платы
3.1 Планирование использования рабочего времени
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
Номинальный фонд времени определяется как календарное время за вычетом нерабочих дней.
Эффективный фонд рабочего времени определяется как разность номинального фонда времени Fн и планируемых невыходов рабочих.
Коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени определяется по выражению:
Баланс использования рабочего времени приведен в форме таблицы (табл.15.3)
Таблица 14.3 – Баланс использования рабочего вреиени
Состав фонда времени
Номинальный фонд времени Fн
Планируемые невыходы рабочих:
*основные и допол-е отпуска;
*общ-е и гос-е обязанности;
Эффективный фонд рабочего времени Fэф
Средняя продолжительность рабочего дня
Коэффициент использования эффективного
фонда рабочего времени Кисп.
3.2 Планирование численности рабочих
Для планирования численности рабочих сначала определим суммарную ремонтосложность электрохозяйства..
ni – количество оборудования.
Данные представлены в таблице 14.4.
Таблица 14.4 ремонтосложность оборудования
Силовые трансформаторы:
Разъеденители РДЗ-110
Трансформаторы апряжения
КРУН-10 кВ ячейка КЭ-10
-ячейка ввода или отх.линий
-ячейка тр-ра напряжения
Асинхронные двигатели
КЛ на 100 пог.метровсечением
-от 95 мм^2 и выше 10 кВ
-от 95 мм^2 и выше 0.4 кВ
ВЛ на 100 пог.метров
На железобетонных опорах
Батареи конденсаторов квар:
Продолжение таблицы 14.4
Силовые и осветительные сети 0.4 кВ
Приборы измерительные щитовые
Приборы защиты и автоматики
Рубильники пакетники розетки
Силовые пункты и шкафы щиты и панели управления и защиты
Заземляющие устройства на 100 пог.метров
Tц – длительность ремонтного цикла;
nТ – количество текущих ремонтов между очередными средними или
капитальными ремонтами;
nC – количество средних ремонтов за время Тц.
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 14.5).
Таблица 14.5 нормы обслуживания электрохозяйства.
Наименование показателя
Норма обслуживания электрохозяйства
Суммарная ремонтосложность
Число смен работы электрооборудования
Численность эксплутационного персонала в расчёте на смену
Явочный состав эксплуатационного персонала
Среднесписочный состав эксплутационного персонала
Принимаем Чcэ=32 человек.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по блок-схеме (рис.14.4)
Рисунок 14.4 планирование численности ремонтного персонала персонала
FΣ - суммарное время на ремонт всех элементов;
γ=06 - коэффициент зависящий от сменности работ электрооборудования (три смены);
ЧЯр - явочный состав ремонтного персонала;
Чcр - списочный состав ремонтного персонала;
KH - планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта примем равным 115;
Tи - длительность ремонтного цикла
Определим явочный и списочный состав ремонтного персонала:
ЧЯР=92001(115·2016)= 40 чел.
Общесписочный состав рабочих:
Чр = ЧСР+ ЧСя = 32 + 50 = 82 человек
3.3 Планирование численности персонала управления
Планирование численности линейного и функционального персонала управления осуществляется на основе его организационной структуры определенной в п.14.2.2 и уточняется в соответствии с блок-схемой (рис.14.5)
Рисунок 14.5 планирование численности персонала управления
где: Нл – число уровней линейного руководства;
Нм Ну Нц – нормы управления для мастеров начальников участка цеха (принимаем: Нм=12 Ну=4 Нц=3);
Чр – общий списочный состав рабочих;
Чмо Чуо Чцо – численность мастеров начальников участка цеха ориентировочно;
Чппп–численность промышленно-производственного персонала энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования и сетей по схеме электроснабжения
С – сменность работы энергохозяйства.
Ориентировочный состав мастеров начальников участка и цеха:
Численность промышленно-производственного персонала:
Чппп= 82+7+3+1= 93 чел.
Число уровней линейного руководства:
hл= (lg82-lg7-lg3+lg1)lg2 = 3уровня.
3.4 Планирование фонда заработной платы
Определим среднюю заработную плату и годовые ее фонды по категориям работающих (табл.14.6). Здесь фонд оплаты по тарифу за год определяется из выражения:
Fн д – номинальный фонд времени в часах;
Чя – явочный состав персонала.
Таблица 14.6 - Планирование фонда заработной платы.
Элементы фонда зарплаты
Фонд оплаты по тарифу за год
Доплата до фонда часовой зарплаты:
*оплата праздничных дней;
*за работу в ночное время.
Итого часовой фонд зарплаты
Доплата до дневного фонда зарплаты за работу
Доплата до годового фонда зарплаты:
*оплата за выполнение общественных и госу-
дарственных обязанностей
Всего годовой фонд заработной платы
Средняя заработная плата
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления
Планирование осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания. Количество штатных единиц
в ОГЭ и цехе сетей и подстанций указаны в табл. 14.7.
Таблица 14.7-Планирование фонда заработной платы персонала управления.
Наименование должностей
Цех сетей и подстанций:
3.6 Планирование производительности труда
Определим следующие показатели производительности труда:
Производительность труда по электроремонтному производству:
ПТр= RΣ Чср = 7241550 = 14483 у.е.рчел;
Штатный коэффициент по энергохозяйству в целом:
Кш = ЧпппРуст = 931888= 493челМВт;
Коэффициент обслуживания:
Кобс = Руст Чппп = 1887693 = 203 кВтчел.
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав и содержание статей затрат приведены в табл.14.8
Таблица 14.8 состав и содержание статей затрат
Показатели и статьи затрат
Электроэнергия для технологических целей
Заявленный мах нагрузки
Основная ставка тарифа
Дополнительная ставка тарифа
Плата за электроэнергию по тарифу
Основная и дополнительная зарплата
эксплутационного персонала
Отчисление на социальные нужды
Расходы на содержание и эксплуатацию
электрооборудования:
*содержание оборудования в части ма-
териалов и запчастей для ремонта;
*амортизация оборудования;
*основная и дополнительная зарплата
ремонтного персонала с отчислением на
*зарплата персонала управления ;
*содержание и текущий ремонт цеховых
Итого цеховых затрат
Прочие производственные расходы
Итого производственных затрат
Полезно используемая электроэнергия
Полезные затраты по функции электроснаб-
жения на единицу потребляемой электро-
5 Планирование сметы текущих затрат
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (табл.14.9).
Таблица 14.9 состав экономических элементов затрат.
Вспомогательные материалы
Электроэнергия от энергосистемы
Амортизация основных фондов
Заработная плата основная и дополнительная
Отчисления на социальные нужды
Продолжение таблицы 14.9
Сравним производственные затраты рассчитанные в табл. 14.8 и табл. 14.9 и определим погрешность в расчетах.
= (Пт-Пг)·100Пт = (1230805 – 105785)·1001230805 = 14% 15%
Погрешность находиться в нормальных пределах не превышает 15 %. Значит расчеты проведены правильно.
6 Основные показатели энергохозяйства
Показатели энергохозяйства определенные в проекте приведены в табл.14.10
Таблица 14.10 показатели энергохозяйства.
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь
Полная сметная стоимость эл.хоз.
Общая численность персонала:
*эксплуатационных рабочих;
Общий годовой фонд заработной платы
*эксплуатационного рабочего;
*ремонтного рабочего
Производительность труда:
*по электроремонтному производству;
*коэффициент обслуживания
Текущие затраты на единицу полезно используемой энергии
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия (Спецвопрос)
В качестве варианта 1 принимаем вариант в котором на питание скважин №37 38 39 устанавливается низковольтный распределительный пункт (рис. 6.1).
От Скважин № 35 36 до РПН расстояние l=400 м.
Выберем сечение провода соединяющего РПН и скважины 3536.
Расчетный ток в линии в нормальном режиме:
где: - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме (берётся из таблицы 4.2);
n – число параллельно соединенных ВЛ.
Сечение линии выбираем по рабочему току:
Выбираем провод АС 162.7 =111 А =1.99 Омкм х0=0.356 Омкм.
Потери активной энергии в линии за 1 год определим по формуле:
где: t - годовое число максимальных потерь:
Скважины №37 38 39 и № 35 36– потребители III –й категории установим одно - трансформаторную подстанцию выберем трансформатор:
где: – расчётная активная нагрузка на трансформатор(табл. 15.2)
– число трансформаторов
–допустимый коэффициент загрузки трансформатора (для потребителя III категории kз.д=095 [4] ).
Коэффициент загрузки трансформатора:
где:– расчетная реактивная нагрузка на ТП (табл. 15.2).
Наибольшая реактивная мощность которую трансформатор может пропустить.
где: - коэффициент загрузки трансформатора
=27.2+18.1=45.3 квар;
Определим потери мощности в трансформаторе. Параметры трансформатора: =0.33 кВт =0.197 кВт =2.6% =45%.
где:- годовое число часов работы завода;
- годовое число максимальных потерь.
От РП до скважин прокладываем ВЛ 10 кВ длинной l=420 м.
Мощность передаваемая по ВЛ:
Сечение провода находим по экономической плотности тока jэ=14 Амм2:
Выбираем повод АС-1662 Iдоп=175 А r0=1.99 Омкм х0=0356 Омкм.
В качестве варианта 2 принимаем вариант в котором на скважинах №37 38 39 устанавливается собственная трансформаторная подстанция которая питается радиально от ГПП.
Выберем трансформатор установленный на скважинах №37 38 39 выбор производится аналогично выбору трансформатора для (вариант 1) необходимые данные берутся из таблицы 4.2.
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: Рхх=0.175 кВт Ркз=0.88 кВт Iхх=3% Uк=45%.
Потери электрической энергии в трансформаторе:
От РП до скважин прокладываем ВЛ 10 кВ марки АС длинной l=634 м.
Мощность передаваемая по линии:
Выбираем провод АС-166.2=111 А =1.99 Омкм =0356 Омкм.
Мощность трансформаторной подстанции на скважинах № 35 36 уменьшится за счёт отсутствия дополнительной нагрузки (№ 37 38 39).
Выберем трансформатор:
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: =0.175 кВт =0.88 кВт =3% =45%.
От ТП5 до скважин 3536 прокладываем провод 10 кВ марки АС-1627 длинной l= 420 м.
Выбираем провод АС-1627 =111 А =1.99 Омкм х0=0356 Омкм.
Потери активной энергии в воздушной линии за 1 год определим по формуле:
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: воздушные линии силовые трансформаторы установленные на скважинах низковольтные распределительные пункты.
где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт;
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 и 2 сведены в таблицы 15.1 и 15.2.
где: - удельная стоимость;
a=435.4 рубкВт * мес- основная ставка тарифа;
b=0.332 рубкВтч-стоимость 1 электроэнергии;
Экономические показатели варианта 1
Стоим. един. тыс.руб
Стоим. Общая. Тыс.руб
ВЛ на металлических опорах АС-1627
- Щит ПР-8-527 IP- 6.5 комплектуется автоматическими выключателями типа ВА- 57С35 ()
Экономические показатели варианта 2
Вл АС-1627 10 кВ на металлических опорах
Таблица 15.3 – Сравнение вариантов
Экономичнее второй вариант его и выберем.
Проект системы электроснабжения водозабора г. Ноябрьска выполнен на основании руководящих указаний по проектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты полученные в ходе выполнения проекта полностью удовлетворяют требованиям ПУЭ ПТБ и других документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время важное практическое значение. Ключевые решения принимаемые в проекте имеют за собой сравнительный анализ с альтернативными и экономически наиболее выгодны. Разделы по безопасности жизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую информацию и расчеты для спроектированной СЭС.
Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок (РТМ.36.18.32.4-92).
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М: Энергоатомиздат 1990-576с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования.Под ред. Ю.Г.Барыбина Л.Е.Федорова М.Г.Зименкова; - М: Энергоатомиздат 1991-464с.
Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. 7-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 2006.
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок; - М: ВНИПИ ТПЭП1992.
Л.Д.Рожкова В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание переработанное и дополненное - М: Энергоатомиздат 1987-648с
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. Под общ. ред. А.А.Федорова; - М: Энергоатомиздат 1986-568с.
Руководящие указания по расчету проводов тросов воздушных линий электропередач; - М: Энергия 1965.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского; - М: Энергия 1980-576с.
ГОСТ 9680-77 “Данные по трансформаторам ТМЗ ТСЗ ”.
Каталоги “ИНФОРМЭЛЕКТРО”.
ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.

релейка_петухов.cdw

Силовой трансформатор ТДН-16000110
Выключатель ВГУ-110-402000
Выключатель ВЭ-10-1600-20У3
Трансформатор токаТФЗМ-110-200-0
Трансформатор тока ТЛ-10-2000-0
Реле тока РСТ-13-19-5УХЛ1
Дифференциальное реле РСТ-15-5УХЛ1
Реле промежуточное РП-41

Мой отчёт.doc

Федеральное агентство по образованию
Южно-Уральский государственный университет
Кафедра систем электроснабжения
по преддипломной практике
студент группы Э-547 Петухов О.В.
Руководитель практики от предприятия
Руководитель практики по экономической части Алабугина Р.А.
Руководитель практики по БЖД Шестакова Л.И.
Руководитель практики от ЮУрГУ Дзюба М.А.
Производственная характеристика
Городской водозабор был построен в 1984г.Он является единственным поставщиком питьевой и технической воды в город Ноябрьск.На момент ввода в эксплуатацию функционировали 20 скважин.С того момента потребление воды увеличелось втроев данный момент пробурены и работают 61 скважина.Суточное потребление воды составляет 36000-38000 м.куб. за зимние и 27000-30000 м.куб за летние соответственно.Максимальное потребление было зарегистрировано 31.12.2005г.тогда оно составило 56100 м.куб. в суткидля сравнения 31.12.2006г. 45661 м.куб. в сутки.
Из-за большого содержания железа и марганца в питьевой воде в 2000 году было принято решение о строительстве станции очистки подземных вод производительностью 75000 м. куб. в сутки.В 2005 году станция была успешно введена в эксплуатацию.
Станция водоочистки позволяет снизить на 98% содержание железа и на 80% содержание марганца.Это было достигнуто с помощью установки резервуаров где вода перемешивается с перманганатом калия.В результате химической реакции железо и марганец выпадают в осадокдалее вода проходит фильтрацию в фильтрахосновным компонентом которых является кварцевый песок.Далее вода поступает в резервуары 2x20000м.куб.Последним пунктом очистки перед подачей воды в город служит станция ультрафиолетового обеззараживания.
В целях снижения потребления электрроэнерги а также более рационального использования оборудования в данный момент ведётся замена двигателей 6 кВ мощностью 630кВт на двигатели мощностью 315 кВт.
Производственная структура предприятия
В производственной структуре предприятия выделяют станцию подъёма воды-это насосы первого и второго подъёмакоторая осуществляет непосредственно добычу и подачу воды в город станцию водоочистки на которой происходит очистка и обеззараживание воды(основные производство)и вспомогательные сооруженияобслуживющие основное производство.
Таблица 1 – Производственная структура предприятия
Основное производство:
Насосы первого подъёма
Насосная станция втого подъёма
резервуара по 5000 м.куб каждый
резервуара по 20000 м.куб каждый
Главный корпус с фильтровальным залом
Насосная станция очистки подземных вод
Сооружения по обороту промывочной воды
Станция УФ-обеззараживания №1
Станция УФ-обеззараживания №2
Вспомогательное производство:
Камера переключения №12
Административно-бытовой корпус
Описание производства
Вода насосами первого подъёма(ЭЦВ8-25-140) добывается из артезианских скважин с глубины 100-150м.Всего имеется 60 скважин на расстоянии 6200м. между крайними.Далее по магистральному водопроводу вода поступает в резервуары ёмкостью 5000 м.куб.Давление в магистрали регулируется путём включения или отключения дополнительного числа скважин сигналом к которому служит уровень воды в резервуаре 5000 м. кубкоторый подаётся на пульт диспетчера.Далее насосами марки 1Д 1600-90 и 1Д 630-90 вода подается на станцию водоочистки.Управление насосами предполагается автоматическоеПуск основных насосов производится в автоматическом режиме по уровню в резервуарах 20000м.куб.На данном этапе в воде содержится 06 мглитр железа04 мглитр марганца.В резервуары подаётся перманганат калияпо мере движения воды к фильтрам происходит химическая реакция железо и марганец выпадают в осадок и в фильтровальном зале отфильтровывается фильтрами из кварцевого песка.Эта технология позволяет снизить на 98% содержание железа и на 80% содержание марганца.Далее вода насосами второго подъёма через станцию ультрафиолетового подаётся в город под давлением 72 кгкуб.см.Регулирование давления осуществляется открыванием или закрыванием задвижек(ручное).Для контроля давления установлены манометрысигнал с которых подаётся на пульт диспечера.На рисунке 1 показана технологическая схема водозабора г.Ноябрьск.
Организационная структура предприятия
Генеральный директор
Планово-экономический отдел
Отдел организации труда и зарплаты
Отдел материально-технического снабжения
Служба промышленной безопасности охраны труда и экологии
Отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям
Менеджеры проектов по реконструкции предприятия
Служба технического обслуживания и ремонтов
Электротехнический цех
Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики
Цех высоковольтных эл. сетей
Директор по работе с персоналом
Заместитель директора по работе с персоналом
Административный отдел
Главный специалист по связям с общественностью
Организационная структура электрохозяйства
Обслуживанием и ремонтом электроустановок предприятия занимается электротехнический цех. Поэтому организационная структура электрохозяйства по сути является организационной структурой этого цеха. Она носит линейно-функциональный характер где число уровней линейного руководства hЛ = 4. Функциональное управление осуществляет отдел главного энергетика который находится в составе службы технического обслуживания и ремонтов. Организационная структура представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Организационная структура электрохозяйства
Таким образом влияние движущих сил преобладает следовательно можно сказать что цель предприятия будет достигнута.
Численность персонала
В таблице 2 представлен списочный состав эксплуатационного и ремонтного персонала электротехнического цеха с указанием месячных окладов.
Таблица 2 - Списочный состав эксплуатационного и ремонтного персонала
Электроремонтное отделение
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электроустановок 6 разряда
Электромонтер по обслуживанию электроустановок 5 разряда
Электромонтер по обслуживанию электроустановок 4 разряда
Электрослесарь по ремонту обслуживанию электроустановок 5 разряда
Итого по электроремонтному отделению.
Участок релейной защиты и испытаний
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 6 разряда
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 5 разряда
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 4 разряда
Итого по участку релейной защиты и испытаний (УРЗиИ):
Участок электросетей
Электрослесарь по обслуживанию электрооборудования 6 разряда
Электрослесарь по обслуживанию электрооборудования 5 разряда
Электрослесарь обслуживанию электрооборудования 4 разряда
Электрослесарь обслуживанию электрооборудования 3 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 6 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 5 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 4 разряда
Итого по электроремонтному отделению (ЭРО):
К существующим тарифам применяется коэффициент трудового участия 191;
районный коэффициент 17;северный коэффициент 18;
Таблица 3 - Списочный состав персонала управления
Зам. главного энергетика
Зам. начальника цеха
Начальник участка электросетей и подстанций
Начальник участка релейной защиты и испытаний
Начальник электроремонтного отделения
Мастер участка электросетей и подстанций
Инженер по ремонту участка релейной защиты и испытаний
Инженер по управлению режимами
Ведущий инженер-энергетик
Итого по электротехническому цеху:
Премиальные доплаты для персонала управления принимаются равными 30% месячного оклада.
Безопасность жизнедеятельности на предприятии
1Территория и компоновка оборудования на ПС«Комплект» 11010 кВ
Местоположение ПС«Комплект» выбрано с учетом требований ПУЭ розы ветров района (загрязнение атмосферы отсутствует).
Оборудование ОРУ-110 кВ располагается таким образом чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов транспортировки трансформаторов проезда пожарных машин и передвижных лабораторий (предусмотрен проезд вдоль выключателей габарит проезда 4 м по ширине и высоте).
Территория ПС ограждается забором из листового железа высотой 22 м.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ указаны в таблице 4.
Наименование расстояния
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций.
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней
От неогражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и не отключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ. От неверных операций разъединителями предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Также предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносного заземления что повышает безопасность работ и снижает аварийность.
КРУН-1;2-10 кВ выполняется с односторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУН имеют следующие механические блокировки:
блокировка исключающая выкат тележки при включенном выключателе;
блокировка привода выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей исключающая возможность оперировать приводами разъединителей при включенном выключателе;
Расположение устройства обеспечивает удобную выкатку и транспортировку выкатной части ячеек.
КРУН-1;2 имеет два выхода расположенные с противоположных торцов здания. Двери КРУН-1;2 имеют самозакрывающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
КРУН-1;2 расположены на высоте 12 м на спланированной площадке с устройством около шкафов площадки для обслуживания.
Арматура изоляторов ОРУ и шин ГПП окрашивается в желтый зеленый и красный цвета (соответственно фазам А В и С).
Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Инструкции по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках".
Перечень защитных средств представлены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 – Перечень средств защиты ПС 11010 кВ – щит управления (ОПУ)
рабочее место дежурных электромонтеров
Наименование средств защиты
Указатель напряжения до 10 кВ
Указатель напряжения до 1000 В
Изолирующие клещи до 10 кВ
Изолирующие клещи до 1000 В
Электроизмерительные клещи до 10 кВ
Электроизмерительные клещи до 1000 В
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические галоши
Изолированный инструмент
Переносные заземления на 10 кВ
Диэлектрические ковры
Плакаты переносные и знаки безопасности
Таблица 6 – Перечень средств защиты ПС 11010 кВ – ОРУ-110 кВ; ЗРУ-10 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) на 110 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) на 10 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) до 1000 В
Диэлектрические боты (для ОРУ)
Переносные заземления на 110 кВ
Временные ограждения
Противогаз шланговый
3Общие положения и требования по промышленной безопасности на заводе
К работе допускаются лица достигшие 18-летнего возраста прошедшие медицинское освидетельствование признанные годными к этой работе прошедшие вводный инструктаж по промышленной безопасности.
Все работающие должны знать и выполнять правила пожарной безопасности правила дорожного движения технологическую инструкцию инструкцию по промышленной безопасности по профессиям и работы повышенной опасности на которые требуется оформление наряда-допуска. Знать план ликвидации аварий на участке своей работы.
Все рабочие вновь принятые на завод или переведенные из одного цеха в другой а также студенты и учащиеся перед допуском к работе должны непосредственно на рабочем месте получить у мастера и начальника участка инструктаж по технике безопасности.
Рабочие не имеющие производственной специальности или меняющие свою специальность а также студенты и учащиеся должны после получения инструктажа на рабочем месте в течение первых 6-10 смен пройти обучение по безопасным методам труда под руководством назначенных распоряжением по цеху.
Допуск к самостоятельной работе осуществляется только после проверки знаний по технике безопасности и должностных инструкций комиссией под председательством начальника цеха или его заместителя.
Каждый работник электротехнического цеха должен знать инструкцию по общим требованиям безопасности труда на заводе. Кроме того для всего электротехнического персонала необходимо знать и выполнять «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» «Инструкцию по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках» в объёме занимаемой должности.
4Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть выполнены следующие технические мероприятия: произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самостоятельного включения коммутационных аппаратов; на приводах ручного или ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях; наложено заземление; вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
5Пожарная безопасность
Территория ОРУ-110 кВ относится к категории Г-III. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслоприемника и маслосборника трансформаторов ПС исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения.
По степени пожарной опасности КРУН-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г-II.
Здание ЗРУ выполнено из Листового железа с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются по кабельной эстакаде. Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 (5 штук).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1 штука;
-ящик с песком (05 м3) и лопаты;
-пожарная сигнализация с действием на сигнал.
6Характеристика грунта заземлителя
Грунт в месте сооружения подстанции суглинок высокая коррозионная активность имеются растягивающие усилия и блуждающие токи.
Наибольший ток однофазного короткого замыкания на землю со стороны 110 кВ 86 кА.
Площадь территории подстанции S = 4000 м2.
Толщина первого слоя грунта 16 м удельное сопротивление r1 = 654 Ом м;
удельное сопротивление второго слоя грунта r2 = 420 Ом м.
В качестве естественных заземлителей используются тросы-опоры сопротивление которых 027 – 03 Ом. Измерение сопротивления выполнено с помощью измерителя сопротивления заземления Ф 4103-М1 по схеме приведенной на рисунке 3.
Рисунок 3 – Схема для измерения сопротивления заземляющего устройства
Направление разноса электродов RП2 и RТ2 выбирается так чтобы соединительные провода не проходили вблизи металлоконструкций и параллельно трассе ЛЭП (линии электропередач). При этом расстояние между токовым и потенциальным проводами должно быть не менее 1 м. Присоединение проводов к заземляющему устройству (ЗУ) выполняется на одной металлоконструкции выбирая места подключения на расстоянии (02-04) м друг от друга.
Измерительные электроды размещаются по однолучевой или двухлучевой схеме. Токовый электрод (RТ2) устанавливается на расстоянии LЗТ = 2Д (предпочтительно LЗТ = 3Д) от края испытуемого устройства (Д – наибольшая диагональ заземляющего устройства) а потенциальный электрод (RП2) – поочередно на расстояниях (02; 03; 04; 05; 06; 07; 08) LЗТ.
Измерения сопротивления заземляющих устройств проводить при установке потенциального электрода в каждой из указанных точек. По данным измерений построить кривую зависимости сопротивления ЗУ от расстояния потенциального электрода до заземляющего устройства.
Если кривая имеет монотонный характер и значения сопротивлений ЗУ измеренные при положениях потенциального электрода на расстояниях 04 LЗТ и 06 LЗТ отличаются не более чем на 10% то места забивки электродов выбраны правильно и за сопротивление ЗУ принимается значение полученное при расположении потенциального электрода на расстоянии 05 LЗТ.
Если кривая не имеет монотонного характера что может быть следствием влияния подземных или наземных металлоконструкций то измерения повторить при расположении токового электрода в другом направлении от заземляющего устройства.
Если значения сопротивления ЗУ измеренные при положениях потенциального электрода на расстоянии 04 LЗТ и 06 LЗТ отличаются более чем на 10% то повторить измерения сопротивления ЗУ при увеличенном в 150 – 2 раза расстоянии от ЗУ до токового электрода.
Измерение сопротивления точечного заземлителя проводятся при LЗТ не менее 30 м.
Материалы для дипломного проектирования
Электроснабжение Городского водозабора осуществляется:
отпайкой ВЛ-110 кВ распределительной ПС 22011010«Янга-Яха» до ПС
«Комплект» длина ВЛ 16 км;
отпайкой ВЛ-110 кВ распределительной ПС 22011010«Янга-Яха» до ПС
«Комплект»длина ВЛ 16 км;
На ПС «Комплект» установлены трансформаторы типа ТРДН-2500011010. От ПС «Комплект» получают питание следующие потребители:
Городской водозабор;
Нагрузка предприятия в течении летних и зимних суток различается примерно в 2 раза и составляет зимой-5394 тыс.кВтсут;лето 2752 тыс.кВтсут. Предприятие работает круглосуточно в одну смену работают только административные корпуса и электротехнический цех которые не оказывают влияния на график нагрузки т.к. их мощность незначительная. Мощность осветительной нагрузки и отопления в зимний период так же почти не влияют на график нагрузки. На величину потребляемой энергии сильно влияет количество воды потребляемой городом.
Число часов использования максимума нагрузки 7884 ч.
Общий расход электроэнергии определяется по приборам учета установленным:
ПС«Комплект» трансформатор 1 трансформатор2 – 10 кВ;
На ПС «Комплект» установлены приборы учета системы «Альфа-Центр» которые учитывают потери в трансформаторах ПС.
Тарифы на электрическую энергию:
основная ставка тарифа (за 1 кВт мощности в часы максимальных нагрузок) 4354руб.кВтмесяц;
дополнительная ставка тарифа 0332 руб.кВт-ч.
Таблица 7 - Установленные мощности электроприемников
Насосная станция второго подъёма
Главный крпус и фильтровальный зал
Сооружения по обороту промывной воды
Административно бытовой корпус
Насосы второго подъёма-6 шт.
Насосы второго подъёма-1
Производственная характеристика Городского водозабора3
Производственная структура предприятия3
Описание производства4
Организационная структура предприятия5
Организационная структура электрохозяйства6
Численность персонала9
Безопасность жизнедеятельности на предприятии13
1Территория и компоновка оборудования на ГПП 11010 кВ13
3Общие положения и требования по промышленной безопасности 15
4Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения16
5Пожарная безопасность16
6Характеристика грунта заземлителя17
Материалы для дипломного проектирования18

Отчет по практике.doc

Федеральное агентство по образованию
Южно-Уральский государственный университет
Кафедра систем электроснабжения
по преддипломной практике
студент группы Э-525 Белякова О.В.
Руководитель практики от предприятия
Руководитель практики по экономической части Алабугина Р.А.
Руководитель практики по БЖД Шестакова Л.И.
Руководитель практики от ЮУрГУ Столбов Ю.А.
Челябинский цинковый завод (ЧЦЗ) является крупнейшим производителем металлического цинка в России и СНГ. Цинк производится в чушках по 25 кг и 1000 кг. С момента основания в 1935 году производственные мощности завода увеличились с 20 до 167 тысяч тонн цинка. Завод производит 2% от мирового производства цинка и 60% российского объема производства цинка. Продукция завода отвечает всем требованиям предъявляемым к цинку для цинкования изготовления сплавов пигментов.
Помимо цинка на ЧЦЗ основным продуктом производства является серная кислота техническая которая производится на сернокислотном производстве завода. Также завод производит редкоземельные металлы такие как: кадмий индий и др.
Ежегодные инвестиции в реконструкцию основных производственных фондов позволяют заводу с оптимизмом смотреть в будущее. Базовой основой реконструкции является новый автоматизированный комплекс электролиза цинка технология и оборудование которого соответствуют лучшим мировым достижениям в области гидрометаллургии цинка. Ввод в эксплуатацию данного комплекса позволяет увеличить выпуск цинка до 200 тысяч тонн в год значительно улучшить условия труда и экологическую обстановку. В состав комплекса входит полностью автоматизированное отделение двухстадийной цементационной очистки растворов отделение электролиза с механизированной сдиркой катодного цинка плавильное отделение отделения получения мелкодисперсной цинковой пыли и переработки дроссов склад товарного цинка с возможностью его отгрузки в большегрузных контейнерах. Особенностью комплекса является высокая степень автоматизации всех технологических процессов. Завершение реконструкции данного комплекса позволило выпускать цинк марки SHG производить новые сплавы и сократить эксплуатационные затраты. Полное соответствие данной части технологической цепи экологическим требованиям также обеспечено.
В сернокислотном цехе реконструирована одна из систем с увеличением ее мощности на 30%. В вельц-цехе построено фильтровальное отделение «Ларокс» позволившее исключить процесс сушки цинковых кеков в сушильных барабанах что дало возможность сократить выбросы вредных веществ в атмосферу. В выщелачивательном цехе реконструирован участок нейтрального выщелачивания продуктов обжига. Разработаны и введены в эксплуатацию принципиально новые по конструкции экстракторы пульсационного типа в технологии извлечения индия в гидрометаллургическом цехе давшие возможность довести извлечение индия из вельц-окиси до 77%.
Завод работает по классической гидрометаллургической схеме производства цинка с применением трехстадийной очистки растворов для электролиза. Технико-экономические показатели производства на уровне лучших зарубежных предприятий. Потребности в тепловой энергии на 64% покрываются выработкой вторичных энергоресурсов. За счет внедрения внутренних систем водооборота потребление свежей воды составляет 4% от необходимого объема. Выбросы и сбросы в воздушный и водный бассейны в пределах установленных нормативов.
Способом извлечения цинка из раствора (руда после обжига и выщелачивания преобразуется в раствор) является электролиз. Электролиз осуществляется в комплексе электролиза цинка (КЭЦ) в электролизных ваннах которые образуют две серии каждая из которых включает два каскада32 в каждом по 51 ванне соединенных последовательно. Извлеченный цинк оседает на электродах и снимается с них специальными сдирочными машинами после чего переплавляется в индукционных электропечах со стальными сердечниками и с закрытыми каналами.
Электролиз как известно осуществляется на постоянном токе для преобразования переменного тока в постоянный на предприятии имеется преобразовательная подстанция MS-101. На подстанции установлено 3 преобразовательных агрегата FUJI два из которых постоянно находятся в работе а третий резервный на случай планового или аварийного ремонта одного из них. Каждый преобразовательный агрегат состоит из преобразовательного трансформатора и двенадцатифазного симметричного компенсированного преобразователя. Потребление электроэнергии на постоянном токе можно определить с помощью коэффициента преобразования Кп=0975. В целом потребление электроэнергии на постоянном токе по заводу составляет около 80% от общего электропотребления. Таким образом основным потребителем на заводе является комплекс электролиза цинка. Этот цех имеет непрерывный график работы следовательно график нагрузки по заводу не имеет резко выраженных максимумов.
Перерыв в питании электролизных установок не допустим так как снижение тока на ваннах ниже 25 кА приводит появлению обратной ЭДС выделению большого количества водородосодержащей смеси что может привести к тяжелым авариям с повреждением основного оборудования ванн при взрыве смеси. Поэтому электролизные установки снабжаются как приемники 1-й категории.
Производственная структура предприятия
В производственной структуре предприятия выделяют основные цеха в которых осуществляется технологический процесс вспомогательные цеха обслуживающие основное производство и различные мелкие производственные объекты.
Таблица 1 – Производственная структура предприятия
Комплекс электролиза цинка
Гидрометаллургический цех
Выщелачивательный цех
Вспомогательные цеха:
Электротехнический цех
Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики
Участок очистных сооружений
Участок хранения материалов и оборудования
Описание производства
На склад концентратов приходит сырьё от разных поставщиков там оно смешивается и поставляется по транспортеру в обжиговый цех.
Низкосортные цинковые концентраты имеют следующий состав; цинк 451-462 %; железо 91-113 %; кремнезем 15-28 %; сера 316-324 %; индий 60-71 гт; серебро 110-120 гт; золото 11-13 гт.
Обжиговый цех осуществляет окисление сульфидов металлов находящихся в сырье путем обжига в печах «кипящего слоя» с применением дутья обогащенного кислородом при температуре 930-970°С. Печи оборудованы системами испарительного охлаждения вырабатывающими пар давлением 8 атм. что позволяет на 50-60 % покрыть потребности завода в теплоэнергии. Цех передает в технологический цикл продукты обжига (огарок пыль) и сернистый газ.
Серосодержащие отходящие газы обжиговых печей направляются в сернокислотный цех где из них производят серную кислоту
Продукты обжига поступают в выщелачивательный цех там их растворяют в слабой серной кислоте с последующей частичной очисткой раствора сульфата цинка с помощью цинковой пыли от меди после чего этот раствор сгущается в сгустителе откуда верхний слив идет в Комплекс электролиза цинка (КЭЦ) а медный кек направляется частично на вельцевание в Вель-цех другая часть сгущается и поступает в Гидро-металлургический цех (ГМЦ) для фильтрации полученный после фильтрации медно-хлористый кек поставляется потребителям.
Поступивший в КЭЦ раствор в отделении очистки растворов очищается с помощью цинковой пыли от примесей фильтруется. Очищенный цинковый раствор идет на электролиз. Оставшиеся после фильтрации медно-кобальтовый кек и медно-кадминиевый кек смешиваются с отработанным электролитом и поступают на выщелачивание. Полученный после выщелачивания продукт идет в ГМЦ для производства цинкового купороса остальное фильтруется. После фильтрации образуется раствор идущий на производство кадмия и медный кек который смешивается с медным кеком из выщелачивательного цеха.
Полученный при электролизе цинк сдирается с катодов в моторном отделении КЭЦ. Содранный цинк переплавляется в индукционных печах. В индукционных печах также получают цинкоалюминиевые сплавы путем переплавки катодного алюминия.
Отработанный электролит идет на несколько ступеней выщелачивания отходов Вельц-цеха в ГМЦ на выщелачивание продуктов обжига цинкового концентрата в Выщелачивательном цехе. В Выщелачивательном цехе также производится кислотное выщелачивание отработанного электролита с последующим сгущением. Полученный после сгущения нижний слив - цинковая пульпа фильтруется в отделении фильтрации Вельц-цеха. Фильтрат возвращается обратно в Выщелачивательный цех а цинковый кек поступает в вельц-печи для производства клинкера. В ГМЦ из отработанного электролита и отходов Вельц-цеха после нескольких ступеней выщелачивания сгущения и фильтрации производят индий и свинцовый кек.
Организационная структура предприятия
Генеральный директор
Заместитель финансового директора
Планово-экономический отдел
Отдел информационных технологий
Коммерческий директор
Заместитель коммерческого директора
Отдел материально-технического снабжения
Технический директор
Служба промышленной безопасности охраны труда и экологии
Отдел по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям
Служба технического контроля
Заместитель технического директора по реконструкции
Отдел капитального строительства
Менеджеры проектов по реконструкции предприятия
Группа инженерного обеспечения инвестиционных проектов
Служба технического обслуживания и ремонтов
Директор по производству
Производственно-диспетчерский отдел
Цех «Комплекс электролиза цинка»
Директор по работе с персоналом
Заместитель директора по работе с персоналом
Административный отдел
Отдел организации труда и зарплаты
Главный специалист по связям с общественностью
Организационная структура электрохозяйства
Обслуживанием и ремонтом электроустановок предприятия занимается электротехнический цех. Поэтому организационная структура электрохозяйства по сути является организационной структурой этого цеха. Она носит линейно-функциональный характер где число уровней линейного руководства hЛ = 4. Функциональное управление осуществляет отдел главного энергетика который находится в составе службы технического обслуживания и ремонтов (СТОиР). Организационная структура представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Организационная структура электрохозяйства
Таким образом влияние движущих сил преобладает следовательно можно сказать что цель предприятия будет достигнута.
Численность персонала
В таблице 2 представлен списочный состав эксплуатационного и ремонтного персонала электротехнического цеха с указанием месячных окладов.
Таблица 2 - Списочный состав эксплуатационного и ремонтного персонала
Участок электросетей и подстанций
Электромонтер по обслуживанию подстанций 6 разряда
Электромонтер по обслуживанию подстанций 5 разряда
Электромонтер по обслуживанию подстанций 4 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 6 разряда (бригадир)
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 6 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 5 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 4 разряда
Электрослесарь по ремонту оборудования распределительных устройств 3 разряда
Аккумуляторщик 5 разряда
Распределитель работ 4 разряда
Итого по участку электросетей и подстанций (УЭСиП):
Участок релейной защиты и испытаний
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 6 разряда
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 5 разряда
Электромонтер по ремонту аппаратуры релейной защиты и автоматики 4 разряда
Итого по участку релейной защиты и испытаний (УРЗиИ):
Электроремонтное отделение
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования 6 разряда
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования 5 разряда
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования 4 разряда
Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования 3 разряда
Слесарь-электрик по ремонту электрооборудования 5 разряда
Электромонтер по ремонту изоляции и обмоток электрооборудования 4 разряда
Электромонтер по ремонту изоляции и обмоток электрооборудования 3 разряда
Электромеханик по ремонту холодильного и торгового оборудования 5 разряда
Итого по электроремонтному отделению (ЭРО):
Примечание: * - без учета оплаты труда электромонтеров по обслуживанию
Для электромонтеров по обслуживанию подстанций существует тарифная ставка равная 206 рубч – для рабочих 6 разряда 195 рубч – для рабочих 5 разряда и 18 рубч – для рабочих 4 разряда.
Премиальные доплаты для ремонтного и эксплуатационного персонала электротехнического цеха принимаются равными 80% оплаты по тарифу.
Доплаты за работу в ночное время принимаются только для эксплутационного персонала в размере 40% от оплаты по тарифу.
Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере.
Таблица 3 - Списочный состав персонала управления
Зам. главного энергетика
Зам. начальника цеха
Начальник участка электросетей и подстанций
Начальник участка релейной защиты и испытаний
Начальник электроремонтного отделения
Мастер участка электросетей и подстанций
Инженер по ремонту участка релейной защиты и испытаний
Инженер по управлению режимами
Ведущий инженер-энергетик
Итого по электротехническому цеху:
Премиальные доплаты для персонала управления принимаются равными 50% месячного оклада.
Безопасность жизнедеятельности на предприятии
1Территория и компоновка оборудования на ГПП 22010 кВ
Местоположение ГПП выбрано с учетом требований ПУЭ расположения центра электрических нагрузок и розы ветров района (загрязняющие атмосферу дымы от основного производства не загрязняют оборудование ГПП).
Оборудование ОРУ-220 кВ располагается таким образом чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов транспортировки трансформаторов проезда пожарных машин и передвижных лабораторий (предусмотрен проезд вдоль выключателей габарит проезда 4 м по ширине и высоте).
Территория ГПП ограждается бетонным забором высотой 18 м.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ указаны в таблице 4.
Наименование расстояния
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций.
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней
От неогражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и не отключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-220 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ. От неверных операций разъединителями предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Также предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносного заземления что повышает безопасность работ и снижает аварийность.
ЗРУ-10 кВ выполняется с двусторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют следующие механические блокировки:
блокировка исключающая выкат тележки при включенном выключателе;
блокировка привода выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей исключающая возможность оперировать приводами разъединителей при включенном выключателе;
ЗРУ располагается в отдельном здании имеет два выхода расположенные с противоположных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ.
Арматура изоляторов ОРУ и шин ГПП окрашивается в желтый зеленый и красный цвета (соответственно фазам А В и С).
Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Инструкции по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках".
Перечень защитных средств представлены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 – Перечень средств защиты ГПП 22010 кВ – щит управления (ОПУ)
рабочее место дежурных электромонтеров
Наименование средств защиты
Указатель напряжения до 10 кВ
Указатель напряжения до 1000 В
Изолирующие клещи до 10 кВ
Изолирующие клещи до 1000 В
Электроизмерительные клещи до 10 кВ
Электроизмерительные клещи до 1000 В
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические галоши
Изолированный инструмент
Переносные заземления на 10 кВ
Диэлектрические ковры
Плакаты переносные и знаки безопасности
Таблица 6 – Перечень средств защиты ГПП 22010 кВ – ОРУ-220 кВ; ЗРУ-10 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) на 220 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) на 10 кВ
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная) до 1000 В
Диэлектрические боты (для ОРУ)
Переносные заземления на 220 кВ
Временные ограждения
Противогаз шланговый
3Общие положения и требования по промышленной безопасности на заводе
К работе допускаются лица достигшие 18-летнего возраста прошедшие медицинское освидетельствование признанные годными к этой работе прошедшие вводный инструктаж по промышленной безопасности.
Все работающие должны знать и выполнять правила пожарной безопасности правила дорожного движения технологическую инструкцию инструкцию по промышленной безопасности по профессиям и работы повышенной опасности на которые требуется оформление наряда-допуска. Знать план ликвидации аварий на участке своей работы.
Все рабочие вновь принятые на завод или переведенные из одного цеха в другой а также студенты и учащиеся перед допуском к работе должны непосредственно на рабочем месте получить у мастера и начальника участка инструктаж по технике безопасности.
Рабочие не имеющие производственной специальности или меняющие свою специальность а также студенты и учащиеся должны после получения инструктажа на рабочем месте в течение первых 6-10 смен пройти обучение по безопасным методам труда под руководством назначенных распоряжением по цеху.
Допуск к самостоятельной работе осуществляется только после проверки знаний по технике безопасности и должностных инструкций комиссией под председательством начальника цеха или его заместителя.
Каждый работник электротехнического цеха должен знать инструкцию по общим требованиям безопасности труда на заводе. Кроме того для всего электротехнического персонала необходимо знать и выполнять «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» «Инструкцию по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках» в объёме занимаемой должности.
4Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть выполнены следующие технические мероприятия: произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самостоятельного включения коммутационных аппаратов; на приводах ручного или ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях; наложено заземление; вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
5Пожарная безопасность
Территория ОРУ-220 кВ относится к категории Г-III. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслоприемника и маслосборника трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения.
По степени пожарной опасности ЗРУ-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г-II.
Здание ЗРУ выполнено из алюминиевых панелей с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются по кабельной эстакаде. Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 (5 штук).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1 штука;
-ящик с песком (05 м3) и лопаты;
-пожарная сигнализация с действием на сигнал.
6Характеристика грунта заземлителя
Грунт в месте сооружения подстанции суглинок высокая коррозионная активность имеются растягивающие усилия и блуждающие токи.
Наибольший ток однофазного короткого замыкания на землю со стороны 220 кВ 136 кА.
Площадь территории подстанции S = 2000 м2.
Толщина первого слоя грунта 8 м удельное сопротивление r1 = 100 Ом м;
удельное сопротивление второго слоя грунта r2 = 50 Ом м.
В качестве естественных заземлителей используются тросы-опоры сопротивление которых 027 – 03 Ом. Измерение сопротивления выполнено с помощью измерителя сопротивления заземления Ф 4103-М1 по схеме приведенной на рисунке 2.
Рисунок 2 – Схема для измерения сопротивления заземляющего устройства
Направление разноса электродов RП2 и RТ2 выбирается так чтобы соединительные провода не проходили вблизи металлоконструкций и параллельно трассе ЛЭП (линии электропередач). При этом расстояние между токовым и потенциальным проводами должно быть не менее 1 м. Присоединение проводов к заземляющему устройству (ЗУ) выполняется на одной металлоконструкции выбирая места подключения на расстоянии (02-04) м друг от друга.
Измерительные электроды размещаются по однолучевой или двухлучевой схеме. Токовый электрод (RТ2) устанавливается на расстоянии LЗТ = 2Д (предпочтительно LЗТ = 3Д) от края испытуемого устройства (Д – наибольшая диагональ заземляющего устройства) а потенциальный электрод (RП2) – поочередно на расстояниях (02; 03; 04; 05; 06; 07; 08) LЗТ.
Измерения сопротивления заземляющих устройств проводить при установке потенциального электрода в каждой из указанных точек. По данным измерений построить кривую зависимости сопротивления ЗУ от расстояния потенциального электрода до заземляющего устройства.
Если кривая имеет монотонный характер и значения сопротивлений ЗУ измеренные при положениях потенциального электрода на расстояниях 04 LЗТ и 06 LЗТ отличаются не более чем на 10% то места забивки электродов выбраны правильно и за сопротивление ЗУ принимается значение полученное при расположении потенциального электрода на расстоянии 05 LЗТ.
Если кривая не имеет монотонного характера что может быть следствием влияния подземных или наземных металлоконструкций то измерения повторить при расположении токового электрода в другом направлении от заземляющего устройства.
Если значения сопротивления ЗУ измеренные при положениях потенциального электрода на расстоянии 04 LЗТ и 06 LЗТ отличаются более чем на 10% то повторить измерения сопротивления ЗУ при увеличенном в 150 – 2 раза расстоянии от ЗУ до токового электрода.
Измерение сопротивления точечного заземлителя проводятся при LЗТ не менее 30 м.
Материалы для дипломного проектирования
отпайкой ВЛ-110 кВ «Шагол – ЧГРЭС» до ГПП-1;
отпайкой ВЛ-110 кВ «ЧГРЭС – Северо-западная котельная» до ГПП-1;
ВЛ-220 кВ «Шагол – ЧЦЗ» до ГПП-2 длина ВЛ 12 км;
ВЛ-220 кВ «ЧЦЗ – Новометаллургическая» до ГПП-2 длина ВЛ 8 км.
На ГПП-2 установлены трансформаторы типа ТРДЦН-10000022010. От ГПП-2 получают питание следующие основные цеха:
Комплекс электролиза цинка (КЭЦ);
Сернокислотный цех (СКЦ);
Гидрометаллургический цех (ГМЦ);
Нагрузка предприятия в течении суток и всего года остается практически неизменной за исключением часов ограничений.. Завод работает круглосуточно в одну смену работают только административные корпуса и электротехнический цех которые не оказывают влияния на график нагрузки т.к. их мощность незначительная. Мощность осветительной нагрузки и отопления в зимний период так же почти не влияют на график нагрузки. На величину потребляемой энергии сильно влияет качество сырья.
Число часов использования максимума нагрузки 8400 ч.
Общий расход электроэнергии определяется по приборам учета установленным:
ГПП-1 трансформатор 1 трансформатор2 – 10 кВ;
ГПП-2 трансформатор 1 трансформатор 2 - 220 кВ.
На ГПП-2 приборы учета системы «Альфа-Центр» учитывают потери в трансформаторах ГПП а к расходу электроэнергии учтенному расчетными приборами учета на ГПП-1 добавляются оплачиваемые потери в трансформаторах 11010 кВ в размере 118% от расхода по приборам учета. Из общего расхода электроэнергии исключается расход насосной станции ЧТС.
Тарифы на электрическую энергию:
основная ставка тарифа (за 1 кВт мощности в часы максимальных нагрузок) 17384 руб.кВтмесяц;
дополнительная ставка тарифа 0916 руб.кВт-ч.
Предприятие работает с часами ограничений в периоды прохождения максимума нагрузки энергосистемы. 30% всей потребляемой электроэнергии завод покупает на федеральном оптовом рынке энергии и мощности (ФОРЭМ) что дает значительный экономический эффект.
В таблице 7 представлены установленные мощности электроприемников по основным цехам питающимся с ГПП-2.
Таблица 7 - Установленные мощности электроприемников
Сернокислотный цех: нагнетатель газа ВВС – 2 шт.
Сернокислотный цех: нагнетатель газа – 2 шт.
Производственная структура предприятия5
Описание производства6
Организационная структура предприятия8
Организационная структура электрохозяйства9
Численность персонала11
Безопасность жизнедеятельности на предприятии15
1Территория и компоновка оборудования на ГПП 22010 кВ15
3Общие положения и требования по промышленной безопасности на заводе .18
4Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения18
5Пожарная безопасность19
6Характеристика грунта заземлителя19
Материалы для дипломного проектирования21

Доклад.doc

Вашему вниманию представлен дипломный проект на тему электроснабжения водозабора города ноябрьска.
Городской водозабор был построен в 1984г.Он является единственным поставщиком питьевой и технической воды в город Ноябрьск. В данный момент работают 58 скважина.Суточное потребление воды составляет 36000-38000 м.куб. за зимние и 27000-30000 м.куб за летние соответственно.Максимальное потребление было зарегистрировано 31.12.2005г.тогда оно составило 56100 м.куб. в суткидля сравнения 31.12.2006г. 45661 м.куб. в сутки.
Из-за большого содержания железа и марганца в питьевой воде в 2000 году было принято решение о строительстве станции очистки подземных вод производительностью 75000 м. куб. в сутки.В 2005 году станция была успешно введена в эксплуатацию.
Станция водоочистки позволяет снизить на 98% содержание железа и на 80% содержание марганца.Это было достигнуто с помощью установки резервуаров где вода перемешивается с перманганатом калия.В результате химической реакции железо и марганец выпадают в осадокдалее вода проходит фильтрацию в фильтрахосновным компонентом которых является кварцевый песок.Далее вода поступает в резервуары 2x20000м.куб.Последним пунктом очистки перед подачей воды в город служит станция ультрафиолетового обеззараживания.
Основными потребителями электроэнергии-насосная станция и насосы первого подъёма по надёжности электроснабжения относящиеся ко 2-ой и 3-й категориям.
В процессе расчета была принята сторонняя нагрузка 155 МВт. На основе этого посчитано рациональное напряжение мощность силовых трансформаторов установленных на районной подстанции. В результате технико-экономического сравнения было выбрано напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
В процессе расчётов по данным о нагрузках был произведён расчёт числа и мощности трансформаторов ТП. В результате к установке было принято 17 однотрасформаторных ТП с трансформаторами мощностью 4063100 кВА. одна двухтрансформаторная ТП с трансформаторами 1000кВА и два трансформатора связи 610кВ мощностью 1600 кВА. Таким образом получили пять типоразмеров. Также в данном разделе проекта были определен центр электрических нагрузок и на основе этих данных выбрано оптимальное расположение РП. По результатам расчётов данного раздела была определена суммарная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах ТП.
В следующем разделе проекта осуществлялся выбор схемы электроснабжения. Был произведён расчёт кабельных и воздушных линий 6-10 кВ. Сечения кабелей выбраны по экономической плотности тока и скорректированы по термической стойкости к токам короткого замыкания.
Далее на основе расчёта токов короткого замыкания и токов нормального и утяжелённого режимов был произведён выбор аппаратуры Районной подстанцииРП ТП и ВРУ. По данным о нагрузках зданий выполнен выбор кабелей 04 кВ и вводных распределительных устройств. Определены трассы прокладки кабелей.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» были рассмотрены вопросы компоновки ОРУ электробезопасности пожарной безопасности проведены расчеты защитного заземления молниезащиты освещения.
В экономической части проекта была определена система целей энергетического хозяйства предприятия рассмотрены вопросы планирования труда и заработной платы составлена организационная структура управления. Основные экономические показатели определенные в проекте представлены на демонстрационном плакате.
Спецраздел проекта посвящен технико-экономическому сравнению установки на скважинах ТП или низковольтного РП.В результате первый вариант оказался более выгодным.