Электроснабжение ЗАО ЧСДМ

Моя.doc

12 Экономическая часть проекта
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.
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 поле сил (рис.12).
Движущие силы Потенциал изменений
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. 13.
Рис. 13 – 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. Выбранный тип структуры в соответствующем континууме приведен (табл.31).
В результате выбираем линейно-функциональную структуру.
Организационную структуру управления отобразим схемой линейно-функциональных взаимосвязей служб управления (рис.14) где сплошной линией показаны линейные связи пунктирной – функциональные.
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.12.1.2
Распределение ответственности за выполнение работ показано в табл.32.
Работы-функции операции
Создание эффективной структуры обслуживания энергохозяйства
Получение информации извне и распространение ее среди сотрудников
Организация и распределение ресурсов и работ
Отдел главного энергетика
Обеспечение бесперебойного снабжения электроэнергией
Участие в работе квалифицированной комиссии
Составление должностных инструкций
Контроль за использованием ресурсов
Продолжение таблицы 32
Составление планов графиков по реализации целей
Организация и распределение полученных ресурсов
Обеспечение инвентарем подчиненных
Проведение инструктажей
Контроль за состоянием оборудования
Заместитель начальника цеха
Специальные функции:
Контроль за эксплуатацией оборудования
Назначение графиков ремонта и ответственных
Назначение работ по эксплуатации
Осуществление контроля за ремонтом оборудования
На основе функциональной матрицы составим должностную инструкцию мастера.
Название должности: мастер;
Подчиненность: заместителю начальника цеха.
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 и ПТЭ подчиненным персоналом;
3 Планирование на предприятии
Наибольший комплекс работ может быть показан в виде ленточного графика по этапам проектных работ. На графике (табл.33) прямоугольниками изображается полное время затраченное на проведение данных работ. Рассмотрим план график Ганта по реализации данной дипломной работы (табл. 33).
4 Планирование труда и заработной платы
4.1 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.34)
4.2 Планирование численности рабочих
Планирование численности эксплутационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства. Для этого определим суммарную ремонтосложность общезаводской части энергохозяйства (табл.35)
Продолжение таблицы 35
Таблица 36 - Планирование численности эксплуатационного персонала
Принимаем: ЧС Э=44 человек.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по блок-схеме (рис.15).
FΣ - суммарное время на ремонт всех элементов;
γ=06 -коэффициент зависящий от сменности работ электрооборудования;
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:
Принимаем ЧЯР =72 чел.
Принимаем ЧСР =84 чел.
Списочный состав ремонтного персонала увеличивается на количество занятых в выходные и праздничные дни. Принимаем что в 1-ую смену работает 60% во 2-ую – 40% от списочного состава.
Принимаем: 50 человек.
Принимаем: 34 человек.
Общесписочный состав ремонтного персонала:
Общесписочный состав рабочих:
ЧР = ЧСЭ +ЧСР =человек.
4.3 Планирование численности персонала управления
На рисунке 16 приняты следующие обозначения:
Нл – число уровней линейного руководства;
Нм Нзнц Ннц – нормы управления для мастеров заместителей начальников цеха начальников цеха (принимаем: Нм=12 Нзнц=4 Ннц=2);
Чр – общий списочный состав рабочих;
Чмо Чзнцо Чнцо – численность мастеров заместителей начальников цеха начальников цеха ориентировочно;
Чппп – численность промышленно-производственного персонала энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования и сетей по схеме электроснабжения
С – сменность работы энергохозяйства.
Ориентировочный состав мастеров заместителей начальников цеха начальников цеха:
Численность персонала ОГЭ:
Численность промышленно-производственного персонала:
Число уровней линейного руководства:
4.4 Планирование фонда заработной платы
Определим среднюю заработную плату и годовые ее фонды по категориям работающих (табл.37). Здесь фонд оплаты по тарифу за год определяется из выражения:
где t – тарифная ставка (1110 рубч – для эксплуатационного персонала; 1460 рубч – для ремонтного);
Fн д – номинальный фонд времени в часах;
Чя – явочный состав персонала.
4.5 Планирование фонда заработной платы персонала
Планирование осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания. Количество штатных единиц в ОГЭ и электросиловом цехе указано в табл. 38.
Годовой фонд зарплаты ОГЭ: Фг = 530 тыс.руб.
Годовой фонд зарплаты персонала управления электросилового цеха:
4.6 Планирование производительности труда
Определим следующие показатели производительности труда:
Производительность труда по электроремонтному производству:
ПТр= RΣ Чср = у.е.рчел;
Штатный коэффициент по энергохозяйству в целом:
Кш = ЧпппРуст челкВт;
Коэффициент обслуживания:
Кобс = Руст Чппп кВтчел.
5 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав и содержание статей затрат приведены в табл.39
6 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.40).
Сравним производственные затраты рассчитанные в табл.39 и табл.40 и определим погрешность в расчетах.
Погрешность находиться в нормальных пределах не превышает 15 %.
7 Основные показатели энергохозяйства

Рамки.dwg

Показатели экономические энергохозяйства прессо-сварочного завода

Бжд от Юли.doc

13 Безопасность жизнедеятельности
В данном проекте рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий а также средства обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока электромагнитного поля электрической дуги и электростатических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работ;
обучение и инструктаж электротехнического персонала;
контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ)
К техническим мероприятиям по электробезопасности относятся:
обеспечение нормальных метеорологических условий в рабочей зоне;
нормальное освещение;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного электроинструмента а также применение ограждений блокировок коммутационных аппаратов спецодежды.
ГПП является одним из важных объектов и в то же время – это объект повышенной опасности поражения электрическим током обслуживающего персонала. Исходя из этого на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и ПТБ.
1 Конструктивное выполнение главной понизительной
Согласно расчетам картограммы электрических нагрузок ГПП нужно расположить в районе цеха. Однако в связи с отсутствием необходимой площади для ГПП площадка с ГПП смещена в сторону источника питания за территорию завода. В соответствии с [ 4.2 4.3] к ОРУ-110 кВ подведена автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. Расположение ГПП так же выбрано с учетом розы ветров согласно которой
преимущественное направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной стороны по отношению к ГПП – 110. Подстанция состоит из 3-х основных частей:
Трансформаторы 2ТРДН – 25000110
Аппаратура ОРУ-110 кВ и трансформаторы установлены открыто. Территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой 18 м [ 4.2 39]. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ ЗРУ-10 кВ и трансформаторов а также подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от коррозии – окрашены. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской [ 4.2 30]. Для предотвращения растекания масла распространения пожара под трансформаторами предусмотрены маслоприемники закрытые металлической решеткой поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 025 м [ 4.2. 70]. Все токоведущие части доступные случайному прикосновению ограждены металлической сеткой с окном 2525 мм [ 4.2. 26]; на всем электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы поясняющие назначение электрооборудования а также предупреждающие плакаты. Токоведущие части окрашены в соответствии с [ 1.1 29]
фаза А – желтым цветом;
В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда с центральным проходом 2 м ширина прохода между ячейкой и стеной – 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку так что доступны к токоведущим частям автоматически закрываются металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [ 4.2 92]. ЗРУ выполнено без окон [ 4.2. 94]. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры установлены на высоте 12 м и съемные. Между дверью и барьером имеется промежуток шириной 05 м [ 4.2 26].
В ЗРУ предусмотрены следующие защитные средства:
Изолирующая штанга – 2на каждое напряжение;
Указатель напряжения – 2на каждое напряжение;
Изолирующие клещи – по 1на U = 10 кВ и U = 04 кВ;
Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;
Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;
Диэлектрически галоши – 2 пары (для 04 кВ);
Временные ограждения – не менее двух штук;
Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;
Диэлектрические коврики – по местным условиям;
Переносные плакаты и знаки безопасности;
Шланговый противогаз – 2 шт.;
Защитные очки – 2 пары;
Медицинская аптечка.
2 Анализ пожарной безопасности
Согласно НПБ 105-95 с СниП 21.0197. С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110 и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость. Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой срабатывающей на сигнал и отключение.
Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники рассчитанные на прием 100 % масла содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.
Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.
Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
ЗРУ при длине 12 м имеет 2 выхода по концам наружу с самозапирающимися замками открываемыми со стороны ЗРУ без ключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 075 м и высоту 19 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещения низшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота с железными створками для перемещения через них габаритного оборудования (например ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.
В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ (70º С). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала вызов пожарной охраны).
Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2
ящик с песком – 2(вместимость 05 м);
б) щит управления 04 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственных нужд – огнетушители ОХП-10 – 2 шт.; ящик с песком;
г) ОРУ-110 кВ – пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого трансформатора.
3 Обеспечение электробезопасности
Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ И-1.04.88 все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния когда они были заземлены ножами.
В ЗРУ-10 кВ выключатели установленные в ячейках КРУ также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления который выполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов. Контур заземления ЗРУ соединен с заземляющим устройством ОРУ-110 кВ не менее чем в двух точках. Для устройства заземления ОРУ-110 кВ выполняется расчет.
3.1 Выбор искусственных заземлителей
Согласно ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ И-1.08.87 заземление ОРУ-110 кВ выполняется из сетки выравнивающих полос из горизонтальных заземлителей – полос размером 40 4 мм.
Заземляющее устройство имеет сложную форму поэтому ее заменяют расчетной квадратной моделью со стороной
где S - площадь заземления.
Определяется число ячеек m на стороне квадрата:
Длина полос в расчетной модели:
Длина стороны ячейки:
Сопротивление растекания тока одной полосы продольной и поперечной:
где Sрасч = Кп100 = 3100 = 300 Ом м
Кп = 3 – повышающий коэффициент для климатической зоны [ ]
0 Ом м – удельное сопротивление суглинка (2 категория) [ ]
l = - длина одной полосы
d = 05 b = 0.5 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы
t = 0.7 м – глубина заложения полосы.
Сопротивление растекания группового заземлителя из всех продольных полос:
где nп – число полос
п = 043 – коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
Для поперечных полос расчет одинаков и имеем:
R'п = 139 Ом; Rгр. п = 404 Ом.
Общее сопротивление заземляющей сетки:
Общее заземление с учетом естественных заземлителей Rc = 1.72 Ом
Производим подсыпку слоем гравия толщиной 02 м по всей территории ОРУ-110 кВ и производим проверку заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения Uпр. доп = f (t)
где t = tр + tc – время протекания тока короткого замыкания.
t = 0.12+0.06 = 0.18 c
Uпр.доп = 400 В – допустимое напряжение прикосновения с учетом подсыпки.
Uпр = J3 α1 α2 Rз = В
где α1 = 015 – коэффициент напряжения прикосновения
где Rh – сопротивление человека;
ρмс = 3000 Ом м – удельное сопротивление гравия.
Таким образом Uпр = 2956 В Uпр.доп = 400 В.
Максимально допустимый ток однофазного к.з. на ОРУ:
Термическая стойкость полосы 404 мм2 при Iз max
где С = 74 – постоянный коэффициент для стали.
Таким образом Sт = 915 мм2 Sr = 404 мм2 = 160 мм2 что удовлетворяет условию термической стойкости.
3.2 Контроль изоляции
Постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединенных к трансформатору напряжения 3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ установленные в ячейках КРУ.
В электрических сетях напряжением 10кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения KU подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединенной по схеме «открытого треугольника». Реле имеет уставку по напряжению обычно принимаемую равной 03×Uф. В нормальном режиме работы электрической сети напряжение нейтрали не превышает 15%Uф чему соответствует напряжение на зажимах указанной вторичной обмотки не более 15В. При возникновении ОЗЗ напряжение на нейтрали сети возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки – до 100В. Реле срабатывает и включает информационную (световую или звуковую) сигнализацию о появлении ОЗЗ в электрической сети. Такой комплект сигнализации является общим для одной секции сборных шин. Схемы сигнализации однофазных замыканий на землю представлены на рисунке 171819.
Определим величину тока однофазного замыкания на землю (0.3.3.) в сети 10 кВ.
Емкостный ток 0.3.3. определяется по формуле:
где U - номинальное напряжение сети кВ
l = 295 - суммарная длина кабельных линий км
Так как 31 А. 20 А то по [ ] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
3.3 Защита ГПП от ударов молнии.
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77 РД34.21.122-87).
Территория ГПП находится в районе среды где грозовая деятельность до 40 часов в год. Принимаем 4 молниеотвода установленные на порталах (рис. 20).
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является условие: D 8ha где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:D=65м.
ha – активная высота молниеотвода:
ha ³ D8 = 658 = 812 м.
Высота молниеотводов:
h = hx + ha = 1135 + 812 = 1947 м
где hx – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
где а – сторона четырехугольника.
В12` = B3.4` = 1078 м.
На рисунке показана зона защиты на высоте hx = 11.35м.
4 Освещение ОРУ-110 кВ
Согласно СниП 23-05-95 освещение на ГПП предусмотрено рабочее и аварийное. Территория ГПП освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220В.
Ремонтное освещение от переносных ламп накаливания 12В.
Внутреннее освещение выполнено светильниками типа ЛСПО2 (люминесцентные лампы подвесные для промышленных и производственных зданий).
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами установленными ПУЭ.
По «шкале освещенности» [ ] норма освещенности ОРУ ГПП: Е=5 лк.
К установке принимаю 4 прожектора.
Е – минимальная освещенность лк;
Кз – коэффициент запаса;
z- отношение средней освещенности к минимальной;
S – площадь ОРУ м^2;
N – число прожекторов шт;
М – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока;
h - КПД светового потока;
Sе – условная суммарная освещенность от близлежащих светильников.
Мощность одной лампы при удельной мощности W=1 Втм^2:
К установке принимаем 4 прожектора типа ПЗС -35А с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт каждая которые установлены по углам ОРУ ГПП.
Высота подвеса прожекторов:

Мой диплом.doc

Технический паспорт дипломного проекта . ..
Производственная характеристика предпрятия ..
Расчет электрических нагрузок
1.Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху..
2.Расчет электрических нагрузок по предприятию в целом .
3.Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия ..
Выбор числа мощности и типа цеховых ТП
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и
трансформаторов ГПП ..
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения промышленног предприятия расчет питающих линий .. ..
1.Выбор величины напряжения
2.Выбор схемы внутреннего электроснабжения .
3.Конструктивное выполнение электрической сети .. .
4.Расчетсхемы внутреннего электроснабжения . .
4.1.Расчет схемы внутреннего электроснабжения без РПВ ..
4.2.Расчет схемы внутреннего электроснабжения с РПВ .
5.Расчет питающих линий .
Расчет токов короткого замыкания ..
Расчет токов короткого замыкания .
Выбор электрооборудования системы электроснабжения
промышленного предприятия ..
1.Выбор выключателей и трансформаторов тока вводных ячеек .
2.Выбор выключателей и трансформаторов тока отходящих линий
3.Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и
низшего напряжения трансформаторных подстанций
4.Выбор трансформатора собственных нужд ГПП .
5.Выбор токопроводов соединяющих силовые трансформаторы
Компенсация реактивной мощности в СЭС промышленного
Релейная защита автоматика и телемеханика в системе
1.Краткая характеристика защит основных элементов
1.1.Защита линий питающих ГПП
1.2.Защита трансформатора ГПП ..
1.3.Защита линий питающих трансформаторы цеховых ТП .
1.4.Защита цеховых трансформаторов .
1.5.Защита конденсаторных батарей
2.Расчет защиты трансформаторов ГПП
2.1.Продольная дифференциальная токовая защита
2.2.Максимальная токовая защита
2.3.Защита от перегруза ..
2.4.Газовая защита ..
Расчет электрического освещения (специальный вопрос) .
Экономическая часть проекта
1.Система целей энергетического хозяйства комплекса .
1.1.Анализ поля сил
2.Определение типов организационной культуры структуры и
правовой формы промышленного предприятия и его
2.1.Организационная культура .
2.2.Организационная структура
2.3.Функциональная матрица и должностная инструкция .
3.Планирование на предприятии ..
4.Планирование труда и заработной платы .
4.1.Планирование рабочего времени
4.2.Планирование численности рабочих .
4.3.Планирование численности персонала управления .
4.4.Планирование фонда заработной платы
4.5.Планирование фонда заработной платы персонала
4.6.Планирование производительности труда .
5.Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание .
6.Планирование сметы текущих затрат .
7.Основные показатели энергохозяйства ..
Безопасность жизнедеятельности на ГПП
1.Конструктивное выполнение ГПП ..
2.Анализ пожарной безопасности ..
3.Обеспечение электробезопасности .
3.1.Выбор искуственных заземлителей
3.2.Контроль изоляции
3.3.Защита ГПП от ударов молнии
4.Освещение ОРУ-110кВ
Графическая часть на 8 листах формата А1
Развитие промышленности и требования прогресса диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создание экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий автоматизированных систем управления электроустановками и технологическими процессами.
Все это ставит большие задачи перед работниками проектных монтажных и наладочных организаций работающих в области электрификации промышленности.
Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения являются: правильное определение электрических нагрузок рациональная передача и распределение электроэнергетики обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения обеспечение необходимого качества электроэнергии на шинах подстанции обеспечение электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.
С целью увеличения интенсивности производства и повышения производительности труда на предприятиях находят широкое применение преобразователи электроэнергии электродуговые и индукционные печи сварочные установки синхронные и асинхронные двигатели. При всей своей необходимости и эффективности они вносят значительный дискомфорт в питающую сеть т.е. ухудшается целый ряд показателей качества электроэнергии что отрицательно сказывается на других участниках процесса потребления электроэнергии.
Эти проблемы решают путем совершенствования существующих установок и ввода в эксплуатацию устройств способствующих улучшению режима потребления. К таким устройствам относятся быстродействующие компенсирующие устройства (активные и пассивные фильтры) которые вносят существенные улучшения по целому ряду параметров качества электроэнергии. Также улучшает режим потребления применение в частности в электролизных производствах вместо некомпенсированных преобразователей компенсированные что во много раз уменьшает потребление реактивной мощности вместо мало фазных преобразователей много фазные преобразователи (12 фазные и более) которые существенно меньше влияют на сеть включение в параллель компенсированных и некомпенсированных выпрямителей – двадцатичетырехфазное воздействие на сеть.
Важным аспектом при проектировании систем электроснабжения становится экономия электроэнергии ввиду ограниченности энергоресурсов и их удорожания по мере использования а также нехваткой мощностей электростанций из-за увеличения единичной мощности потребителей. Около 10-15% электроэнергии теряется при передаче от источника до приемника. Решить этот вопрос можно по средствам увеличения напряжения сетей как внешних так и внутренних обеспечения оптимального коэффициента загрузки трансформаторов применения глубоких вводов уменьшения уровней трансформации равномерного распределения однофазных приемников по фазам компенсации реактивной мощности непосредственно у потребителя.
Решение выше изложенных проблем воплощение в жизнь перспективных направлений электроэнергетики является первоочередным в процессе разработки качественной и надежной системы электроснабжения что в частности и отражает эта работа.
Технический паспорт дипломного проекта
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ – 61670 кВт.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1 кВ– 6500 кВт.
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Расчетная мощность на шинах подстанции – 280434 кВт.
Коэффициент реактивной мощности:
заданный энергосистемой – 031;
Напряжение внешнего электроснабжения – 110 кВ.
Тип и сечение проводов питающей линии – АС-7011;
Напряжение внутреннего электроснабжения – 10 кВ.
Мощность короткого замыкания в точке присоединения питающих линий к подстанции энергосистемы – 3900 МВА.
Расстояние от ГПП предприятия до подстанции энергосистемы – 09 км.
Количество тип и мощность силовых трансформаторов ГПП –
Тип принятых ячеек распределительного устройства 10 кВ:
ЗРУ ГПП – ячейки К – 104;
Количество цеховых трансформаторных подстанций – 16
Тип мощность и количество трансформаторов цеховых ТП:
ТМЗ – 800 кВА – 4 шт.;
ТМЗ – 1000 кВА – 15 шт.;
ТМЗ – 1600 кВА – 7 шт.
Количество низковольтных распределительных пунктов – 8.
Тип печных трансформаторов:
Тип и сечение кабельных линий:
кВ – АСБ сечением от 3
кВ – АСБ сечением от 4x50 до 4x185 мм2.
Производственная характеристика предприятия
Источник финансирования – собственные средства от реализации продукции. Режим работы – цехи металлообрабатывающие в 2 смены литейное производство – круглосуточно.
1 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения проводится по методу упорядоченных диаграмм [ ]. Определение расчетных (максимальных) нагрузок на различных ступенях электроснабжения цеха представлено в таблице 1.
Порядок заполнения таблицы следующий. Выделяются электроприемники питающиеся от рассматриваемого узла системы электроснабжения - шинопровода. При этом в графу 1 записываем наименования:
узла для которого производится определение электрических нагрузок (шинопровод);
отдельных электроприемников с одинаковыми значениями коэффициентов Ки и соsj соответственно.
В графе 2 указываем количество рабочих электроприемников. Резервные электроприемники в расчете не учитываем.
В графу 3 по каждой подгруппе электроприемников записываем: при одинаковой мощности электроприемников – номинальную установленную мощность в кВт одного электроприемника. Установленные мощности приведены к ПВ=100%.
В графе 4 приведена суммарная установленная мощность электроприемников всей подгруппы.
Графы 5 и 6 .Значения коэффициентов использования Киа мощности сosj находим по справочнику указанному в списке литературы [ ].
Графа 7 .Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы элетроприемников определим по формуле:
Рс=Киа (из графы 5) ×Рн (из графы 4); (1)
Графа 8. Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену находим по выражению:
Qc=Pc (из графы 7)× tgj (из графы 6); (2)
После определения средних активных Pc и реактивных Qc нагрузок по отдельным электроприемникам производим расчет уже для шинопровода.
Итоговая строка «Итого». В графе 2 итоговой строки суммируем общее число электроприемников данного шинопровода; в графе 3 записываем номинальные мощности наименьшего и наибольшего электроприемников шинопровода а в графе 4 – суммарную номинальную мощность всего шинопровода. Для заполнения граф 5 и 6 итоговой строки необходимо предварительно подвести итоги по графам 7 и 8 – просуммируем по вертикали средние активные Рс и реактивные Qc нагрузки. По полученным данным определяем среднее значение коэффициента использования по шинопроводу (графа 5).
где Рсi берем из графы 7 а Рнi из графы 4.
И среднее значение tgj (графа 6):
где Qci берем из графы 8 а Рci из графы 7.
По полученному значению tgj находится значение соsj.
Графа 10. Приведенное число электроприемников nэ найдем по выражению:
при Киа> 02 nэ=; (5)
где Рном мах – максимальная мощность одного электроприемника узла.
Графа 11.Коэффициент максимума Кра находим по соответствующей таблице Кра=¦(nэ Kиа) при этом коэффициент Kиа берется из графы 5 итоговой строки а число nэ – из графы 11.
Графа 12. Расчетная активная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников:
где Кра берем из графы 12 а Киа×Рном из графы 8.
Графа 13. Расчетная реактивная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников вычисляется по одному из выражений (8) или (9):
Полная расчетная нагрузка Sp (графа 15) и расчетный ток Ip (графа 16) вычисляем только для всего узла системы электроснабжения:
Для определения нагрузки в целом по цеху рассчитываем сначала итоговые строки по каждому шинопроводу.
При этом в итоговой строке «Итого по цеху» имеем:
суммируем номинальные активные мощности по шинопроводам и средние активные и реактивные нагрузки по которым вычисляем средние значения коэффициентов Ки tgj
выбираем наименьший и наибольший электроприемники;
по формуле (8) или (9) вычисляем приведенное число электроприемников nэ;
с учетом найденных значений Ки и nэ находим значение коэффициента Крр и далее находим расчетную активную нагрузку Рp и расчетную реактивную нагрузку Qр;
находим по формуле (10) полную расчетную мощность Sр и расчетный
ток Iр (11) цеха в целом.
Расчетные данные Рр Qр Sp Ip используем в дальнейших расчетах для выбора силовых и понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а также коммутационной аппаратуры и питающих линий.
2 Расчет электрических нагрузок по предприятию в целом
Используя данные средних нагрузок по предприятию рассчитываем расчетную нагрузку предприятия. Расчет нагрузок производим по методу коэффициента использования (Kиа) и коэффициенту расчетной нагрузки по активной мощности (Kиа). Коэффициент использования принимается согласно руководящих указаний для соответствующих производств коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности получаем из справочных таблиц в зависимости от эффективного числа электроприемников (nэ) и Kиа.
Осветительную нагрузку рассчитываем методом удельной мощности на освещаемую площадь. Результаты всех расчетов сводим в таблицу 2. В таблице 2 приняты следующие обозначения:
nэ – эффективное число электроприемников;
Pсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену
Qсм – средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену
tgφ – коэффициент реактивной мощности [ ];
Cosφ – коэффициент активной мощности [ ];
Pр – расчетное значение активной мощности по узлу электроснабжения
Qр – расчетное значение реактивной мощности по узлу электроснабжения
Руд.осв. – удельные нормы освещенности по активной мощности [ ];
Kс.осв. – коэффициент спроса по освещению[ ];
Рр.осв. – расчетное значение активной мощности для осветительной нагрузки;
Sр – расчетное значение полной мощности по узлу электроснабжения
3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности центры которых совпадают с центрами 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. Радиус окружности и углы секторов для каждого цеха определяем по формулам:
где m – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм²;
где Ppi Pр.н.i Pр.в.i Pр.осв.i – расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения кВтм².
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия координаты которого находим по формулам:
где xi yi – координаты центра i – го цеха на плане предприятия м.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых
трансформаторных подстанций (ТП)
Выбираемые нами цеховые ТП предназначены для понижения напряжения с общезаводского уровня до цехового уровня питающего напряжения.
Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от многих факторов и величин. От величины нагрузки электроприемников их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.
Существует связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора Sэ.т цеховых ТП и плотностью электрической нагрузки цеха. Для того чтобы определить Sэ. т необходимо получить :
где:Sp – расчетная электрическая нагрузка цеха кВА;
Fц – площадь цеха м².
Но во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию (21) не получается поэтому в общем случае мощность трансформаторов корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а также её категории числа типогабаритов трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.
Произведем подробные расчеты по выбору трансформаторов ремонтно-механического цеха. Нагрузка цеха Pp=578025 кВт Qp=77278 квар Sp=965036 кВА площадь цеха Fц=3000 м². Категория по надежности электроснабжения – 3. Тогда:
Таким образом воспользовавшись [ ] Sэ.т=1600 кВА. Так как потребитель 3 категории то количество трансформаторов на ТП равно 1 (Nтр-ров) а допустимый коэффициент загрузки 095 (Кздi). Примем к установке трансформатор марки ТМЗ-8001004 (Т - трехфазный М - масляный З – защищенного исполнения).
Определим возможную реактивную нагрузку трансформатора:
Величина Q1p является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформатора Q1 не равна ей:
Таким образом Q1=Qp=49344 квар а мощность конденсаторных батарей необходимых для восполнения реактивной мощности:
Коэффициенты загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах соответственно:
Так как рассматриваемый цех 3 категории то коэффициент в послеаварийном режиме не расчитываем.
Определим потери мощности в трансформаторе. Для трансформатора ТМЗ-8001004 Рхх=19 кВт Ркз=76 кВт Iхх=15% uкз=44% таким образом:
активные потери в трансформаторе:
реактивные потери в трансформаторе:
Тогда мощности потребляемые трансформатором:
Для всех остальных цехов подобные расчеты сведены в табл.4.
В некоторых цехах завода нагрузка за частую не превышает 100 кВА а в соседних цехах предусматриваются цеховые ТП то можно в цехах с небольшой нагрузкой установить низковольтные распределительные пункты (РПН) которые запитаны от ТП соседнего цеха. Такая установка выгодна если:
где:Sр – полная расчетная нагрузка цеха кВА
l – расстояние от РПН цеха до соседней ТП м (определяем по длине траншеи кабельной линии).
На заводе предусматриваем 8 РПН для которых проводим проверку по условию (24) и результаты сводим в табл.5.
Номер низковольтного РП
Произведение Sp·L кВА·м
Местоположение подстанций выбираем по возможности ближе к центрам электрических нагрузок с учетом расположения технологического оборудования. Все устанавливаемые нами подстанции внутрицеховые.
трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП)
Величина напряжения питания ГПП завода определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения на них расстоянием от ГПП до этих источников возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Номинальные напряжения электрической сети выбираются в зависимости то мощности передаваемой по линии и длины линии. Ориентировочно рациональное напряжение питания можно рассчитать используя формулу Стилла:
Рр.п – расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП которую находим:
где Kом – коэффициент одновременности максимума нагрузки.
Тогда рациональное напряжение:
На ближайших подстанциях энергосистемы имеются напряжения 110 220 кВ. Так как по формуле (33) мы получили рациональное напряжение 8989 кВ то принимаем в качестве напряжения внешнего электроснабжения напряжение 110 кВ – подключение к подстанции «Южная» - 09 км.
Полная расчетная нагрузка завода для выбора силовых трансформаторов ГПП:
- потери реактивной мощности в трансформаторах
На ГПП устанавливаем два трансформатора (n=2) и коэффициент загрузки (в нормальном режиме) принимаем Kз.д=07. Тогда мощность трансформаторов:
К установке принимаем трансформатор ТРДН-2500011010. Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:
ГПП располагаем около котельной в непосредственной близости от центра электрических нагрузок с учетом розы ветров. В этом месте есть необходимое пространство для размещения элементов ГПП и расстояния до соседних зданий входят в допустимые пределы. Воздушная линия подходит непосредственно к ГПП.
Схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ изображена на рисунке 1. Схема представлена в однолинейном исполнении с необходимым электротехническим оборудованием выбор которого представлен в дальнейшем. Вторичные обмотки силовых трансформаторов включаются параллельно так как в отдельности они не обеспечивают необходимой мощности (затруднено равномерное распределение нагрузки). Таким образом на стороне 10 кВ имеем две секции сборных шин.
Рисунок 1 – Схема электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ
Определим потери мощности в силовом трансформаторе ГПП. Параметры трансформатора ТРДН – 2500011010: = 25 кВт. = 115 кВт = 065% = 105%. Потери мощности в силовом трансформаторе:
Потери электроэнергии в трансформаторах:
где – годовое число максимальных потерь определяемое из соотношения:
. =(0124+)2×Тг (28)
где: Тм - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки[ ];
Тг – годовое число часов работы предприятия[ ].
=(0124+)2×8760=219877 ч;
Ат=2(258760+055120219877)=5976307 кВтч.
Произведем расчет линии электропередачи от энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии:
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии)
Iп=2×Iр.л. =2×73813=147627 А.
Расчетный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ
Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока
( jэ=11 Акв. мм [ ]).
Выбираем провод АС- 7011 длительно допустимый ток Iд=265 А [ ] удельные сопротивления ro=0428 Омкм хо=0444 Омкм [ ].
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
Iд=265 А > Iп=147625 А.
Потери активной энергии в проводах линии за год
DАл=N×(3×Iр.л2×ro× (32)
DАл=2×(3×738132×0428×09×219877)=2768745 кВт×ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.
Определим параметры схемы замещения:
мощность короткого замыкания энергосистемы Sс=3900 МВ×А; базисная мощность Sб=1000 МВ×А; за базисное напряжение примем Uб=115 кВ.
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рисунке 2.
Сопротивление системы в относительных единицах:
Сопротивление воздушной линии 110 кВ
Хл.* ==003 отн. ед.
Определим ток короткого замыкания в точке 1.
Суммарное сопротивление
Рисунок 2 - Схемы расчета токов короткого замыкания.
Ток короткого замыкания в точке К1:
Ударный ток короткого замыкания
Iуд1=×Ку×Iк1=×172×1961=477 кА.
Далее производим аналогично расчет тока короткого замыкания в т.2:
Х2=Хс*+Xл*=0256+003=0286 отн. ед.;
Iуд2=×Ку×Iк2= ×18×1755=4468 кА.
Производим выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. Выбор и проверку выключателей производится по следующим условиям:
номинальному напряжению
где Iраб. утяж – рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме.
номинальному току электродинамической стойкости
)номинальному току отключения
)номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)
Вк=Iпt2(tз+tв+Та) Iтер2×tтер=Вкдоп; (38)
Выбираю выключатель ВГУ-110-3151000.
Uн =110 кВ Iн =1000 А Iотк=315 кА tсв=0035 с н=20%.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания
Iat=×Ik1×e - =×1961×e - =2773 кА
Здесь Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей
Та=002с [ ];t- расчетное время.
t=tз.мин+tсв=001+0035=0045 с;
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк=Iпо2(tотк+Та )=1962(0155+002)=673 кАс
Разъединители выбираем по номинальному напряжению номинальному длительному току а в режиме короткого замыкания проверяем еще по электродинамической ( Iуд.макс I дин ) и термической (Вк Вк.доп) стойкости.
Результаты выбора выключателя и разъединителей сведем в таблицу
Таблица 6 – Выбор и проверка коммутационных аппаратов
Вк=3152×3=297675 кАм
Выбор и проверка выключателей на вводе ГПП. На вводе ГПП выключатель и разъединитель выбираем аналогичными таблицы 6.
Для подключения релейной защиты в трансформаторах ГПП устанавливаются трансформаторы тока ТВТ-110 с Iном1=200А (необходимо для релейной защиты)>Imax=1837 A Uном=110 кВ.
От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-110-У1 с Uном=110 кВ. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничитель перенапряжения ОПН-11056-У1 с Uном=110 кВ. Он предназначен для защиты нейтрали при однофазных замыканиях на землю когда нейтраль находится под фазным напряжением: кВ кВ.
Так как воздушные линии 110 кВ используются в качестве линий связи для недопущения проникновения на подстанцию высоких частот используем высокочастотные заградители ВЗ-630-05У1 с Iном=630 А>Imax=1837 A Uном=110 500 кВ.
iу1=477 кАiдин=80 кА.
Для осуществления этой связи устанавливаем конденсаторы связи СМ-1003-00064У1 с Uном=64 кВ (допустимо) Сном=00064 мкФ.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия расчет питающих линий
1 Выбор величины напряжения
В настоящее время на всех предприятиях промышленности устанавливаются трансформаторы для цеховых ТП имеющие высшее напряжение 10 кВ. Это связано с тем что при 10 кВ меньше токи а следовательно меньше потери в сети и ее элементах чем при высшем напряжении 6 кВ. Также промышленностью почти прекращен выпуск трансформаторов с ВН 6 кВ.
2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения
Распределение электроэнергии на предприятии выполняем по смешанным схемам. Схемы одноступенчатые и двухступенчатые: для повышения надёжности электроснабжения.
Так как потоки мощности не превышают 25 35 МВА при напряжении 10 кВ то в соответствии с СН 174-75 распределение электроэнергии на заводе выполняем кабельными линиями. Учитывая особенности грунтов на территории предприятия кабельные линии выполняем маркой АСБ [ ].
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Кабельные линии прокладываются в траншеях в лотках и на конструкциях. Тип кабелей принимаем везде АСБ [ ] - кабель с алюминиевой жилой в свинцовой оболочке бронированный стальными лентами.
Полная принципиальная электрическая схема предприятия показана на листе 2 формата А1.
4 Расчет схемы внутреннего электроснабжения
Рассмотрим два варианта схемы внутреннего электроснабжения: с установкой РПВ в чугунолитейном цехе и без установки РПВ. От РПВ запитаем 3 индукционных печи ИЧТ-616 (установленых там же) ТП-10 и ТП-11
4.1 Расчет схемы внутреннего электроснабжения без РПВ
Первый вариант схемы внутреннего электроснабжения представлен на рисунке 3. В первом варианте учитываем затраты на:
кабельную линию от ГПП до ТП-10;
кабельные линии от ГПП до индукционных печей;
кабельную линию от ТП10 до ТП-11.
Рисунок 3 – Вариант схемы внутреннего электроснабжения без РПВ
Сечение кабелей определяем по экономической плотности тока (выражение (42) и по результатам расчета выбираем кабель имеющий ближайшее наименьшее стандартное значение по отношению к F и F.
Допустимый ток кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки определяем по выражению:
где: Кп – поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [ ];
Кt – поправочный коэффициент температуры среды в которой прокладывается кабель [ ].
В послеаварийном режиме нагрузка на кабельную линию (для 2-ой категории) удваивается то есть
Допустимая перегрузка в послеаварийном режиме
Потери напряжения в кабельной линии
где: - активное и индуктивное сопротивление кабеля [ ];
l – длина кабеля по плану.
Потери электроэнергии в кабельных линиях определим по выражению:
ΔW = N (3 Iр.к² l ) (43)
где – годовое число максимальных потерь.
Весь расчет сводим в таблицу 7.
Таблица 7 – Расчет питающих линий для первого варианта
Продолжение таблицы 7
Стоимость потерь электроэнергии по двуставочному тарифу:
где: - удельная стоимость потерь электроэнергии;
a=1955 руб.кВт - основная ставка тарифа;
b=1092 руб.кВТч-стоимость 1 кВтч электроэнергии;
-отношение потерь активной мощности предприятия DPэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям DPм активной мощности предприятия [ ].
- поправочный коэффициент: для 110 кВ.
Далее определяем годовые приведенные затраты на схему электроснабжения предприятия по первому варианту.
Годовые приведенные затраты находим по выражению
где: E – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен=012 отчислений на амортизацию Еа и расходов на обслуживание Ео [ ];
К– сумма капитальных затрат
С – стоимость годовых потерь электроэнергии;
У – народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения в обоих вариантах принимается одинаковый).
Результаты расчетов экономических показателей для первого варианта сводим в таблицу 8.
Таблица 8- Технико-экономические показатели первого варианта.
Наименование оборудования
Капитальные затраты Кiтыс.руб.
Приведенные кап. затраты тыс. руб.
Потери электроэнергии
4.2 Расчет схемы внутреннего электроснабжения с РПВ
Второй вариант схемы внутреннего электроснабжения представлен на рисунке 4. Во втором варианте учитываем затраты на:
кабельную линию от ГПП до РПВ;
кабельную линию от РПВ до ТП10;
кабельные линии от РПВ до печей;
кабельную линию от РПВ до ТП11.
Рисунок 4 – Вариант схемы внутреннего электроснабжения с РПВ
Сечение кабельных линий рассчитываем аналогично расчету кабельных линий в пункте 6.4.1. Расчет сведем в таблицу 9.
Таблица 9- Расчет питающих линий для второго варианта.
Продолжение таблицы 9
Результаты расчетов экономических показателей для второго варианта сводим в таблицу 10.
Таблица 10- Технико-экономические показатели второго варианта.
Приведенные капитальные затраты тыс.руб
Таблица 11- Сравнение вариантов.
Приведенные капитальные затраты т.руб.
По первому варианту затраты меньше чем по второму значит выбираем вариант схемы внутреннего электроснабжения без РПВ.
5 Расчет питающих линий
Питающие линии – кабельные линии (КЛ). Сечение кабелей определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в послеаварийном режиме работы с учетом условий его прокладки и допустимой перегрузки потере напряжения и термической стойкости к токам короткого замыкания. Ипользуем для расчета выражения: (41)(42)(51) (52)(53)(54).Расчет сводим в таблицу 12.
Проверку КЛ по термической стойкости к току короткого замыкания проводим в пункте «Выбор электрооборудования СЭС завода» и принимаем окончательное сечение кабеля.
Продолжение таблицы 12
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ производим для выбора высоковольтных и низковольтных аппаратов шин кабелей и другого электрооборудования системы электроснабжения завода ЧСДМ (СЭС ЧСДМ). При этом достаточно рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках СЭС ЧСДМ и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно допускается что она имеет максимальное значение в рассматриваемой точке электрической сети.
Введем для расчета токов КЗ следующие положения:
В электроустановках напряжением выше 10 кВ учитываем индуктивные сопротивления всех элементов СЭС.
В электроустановках напряжением ниже 10 кВ учитываем как индуктивные так и активные сопротивления всех элементов схемы.
Величина токов КЗ в СЭС ЦЗ определяется энергосистемой так как нет вращающихся электрических машин.
Принимаем периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы неизменной во времени.
При выборе расчетной схемы для определения токов к.з. рассмотрим вероятные режимы при которых воздействие токов к.з. на СЭС является наиболее тяжелым. Таким характерным режимом СЭС ПП является состояние схемы электроснабжения когда один из трансформаторов ГПП отключен для проведения профилактических работ или аварийного ремонта и включены секционные выключатели в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП т.е. все электроприемники питаются от одного трансформатора. Именно в этом случае все синхронные двигатели будут влиять на величину тока к.з.
На рисунке 5 показана схема электроснабжения ПП для которой производим расчет токов короткого замыкания.
Для выбора электрооборудования СЭС ЧСДМ производим расчет токов к.з. в следующих точках:
К1 и К2 – в схеме внешнего электроснабжения;
К3 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
К4 – в электрической сети напряжением 038 кВ ремонтно-механического цеха.
Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рисунке 6. Здесь источники питания заменяются соответствующими ЭДС (энергосистема – Ес=1 синхронные двигатели – Е=11) со своими сверхпереходными сопротивлениями а линии и связи – соответствующими индуктивными и комплексными сопротивлениями.
Рисунок 5- Принципиальная электрическая схема СЭС ПП
Рисунок 6 – Схема замещения для расчета токов к.з.
Расчет токов к.з. в точках К1 и К2 был подробно рассмотрен в разделе 3 «Выбор схемы внешнего электроснабжения» Iк1=1961 кА и Iк2=1755 кА.
По токам к.з. определенным в точках К1 и К2 производим выбор электрооборудования устанавливаемого на подстанции энергосистемы и стороне высшего напряжения ГПП предприятия.
Далее производим расчет токов короткого замыкания в точках К3 и К4.
В подпитке точки К3 участвуют все синхронные двигатели подключенные к двум секциям (рисунок 5).Двигатели подпитывают эту точку через свои кабели.
Базисная мощность SБ = 1000 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции электросистемы Sc = 3900 МВА.
Базисные напряжения по ступеням:
UБI = 115 кВ; UБII = 105 кВ; UБIII = 04 кВ.
IБ(110 кВ) = = 503 к А;
IБ(105 кВ) = 55 к А;
IБ(04 кВ) = 14434 к А.
Сопротивление элементов схемы:
Х1 = Хс* = = 0256 о.е.
Сопротивление воздушной линии:
Х2 = Хв.л. = = 003 о.е.
Сопротивление трансформатора ГПП:
Х3 = Хв* = Uк%100 0125 = = 0525 о.е.
Х4 = Хн* = Uк%100 175 = = 735 о.е.
Сопротивление кабельных линий:
Х5 = Хкл* = = 004 о.е.
Х7 = Хкл* = = 0052 о.е.
Х9 = Хкл* = = 0066 о.е.
Сопротивления синхронных двигателей:
Хсд=Х9 =Хd·=0145·=163125 отн.ед.
Хсд=Х8 = Х10=Хd·=0143·=20428 отн.ед.;
Удельные сопротивления кабельных линий Хо взяты из справочника [ ] переходные сопротивления синхронных двигателей Хd взяты из справочника[ ].
Производим последовательное преобразование схемы (рисунок 7).
Х11= Х5+ Х6=004+163125=16316
Х12= Х7+ Х8=0052+20428=20433
Х13= Х9+ Х10=0066+20428=20435
Х14= Х1+ Х2+ Х3+ Х4=0256+003+0525+735=8161 отн.ед.
Рисунок 7- Схема замещения для расчета токов к.з. в точке 3
Токи в точках К1 и К2 найдены ранее. Находим ток короткого замыкания в точке К3.
Токи в ветвях схемы (см. рис.7) найдем по выражениям:
Ток короткого замыкания в точке К3 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим как:
Ударный ток и наибольшее действующее значение тока короткого замыкания в точке К3:
Вычислим сечение кабелей по условию термической стойкости:
тепловой импульс для ТП (tрз=05 с Та=012 с):
Вк=772 ·(05+007+012) = 4091 кА·с
сечение кабеля для ТП:
Далее производим расчет тока короткого замыкания в точке 4. При определении тока к.з. в точке К4 в качестве источника рассматривается только энергосистема а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается. Расчет тока к.з. производим в электрической сети напряжением 038 кВ ремонтно-механического цеха для которого был подробно проведен расчет электрических нагрузок. По току к.з. точки К4 производится выбор только вводных и секционных автоматических выключателей устанавливаемых на стороне низшего напряжения этой ТП. Схема замещения для расчета тока короткого замыкания в точке 4 представлена на рисунке 8.
Рисунок 8- Схема замещения для расчета токов к.з. в точке 4
Определим сопротивления элементов приведенных к базисным условиям.
Сопротивления кабельной линии:
Rкл= Ro·l·0443·065 отн.ед.
Сопротивления трансформатора ТМЗ-10-800:
Удельное активное и индуктивное сопротивления кабельных линий Хо и Ro взяты из справочника [ ] напряжение к.з. Uк% и потери к.з. в трансформаторе Ркз взяты из таблицы 4 «Выбор трансформаторов цеховых ТП».
Определим суммарное сопротивление для схемы замещения на рис. 8.
Тогда ток короткого замыкания в точке 4 определим по формуле:
Тогда по формуле (48) определим:
Iуд4=×Ку×Iк4=×13×2242 = 4122 кА.
Итоговые расчеты по всем точкам к.з. сводим в таблицу 13.
Таблица 13 – Мощность и токи коротких замыканий
Напряжение Uср расчетной точки кВ
Выбор электрооборудования СЭС промышленного
Выбор электрооборудования СЭС – это важная часть её проектирования. От оборудования СЭС зависит надежность электроснабжения потребителей промышленного предприятия поэтому подход к его выбору должен быть основательным.
На стороне ВН ГПП оборудование нами выбрано поэтому выбор оборудования будем производить для внутризаводского электроснабжения. На НН ГПП применяется комплектное оборудование в виде ячеек КРУ. Принимаем к установке ячейку К-104. Основные параметры ячейки представлены в табл.14.
Ном. ток главных цепей А
Ном. ток сборных шин А
Ном. ток отключения выключателя кА
Элдинамическая стойкость кА
Термическая стойкость кАс
Габариты (ширина глубина высота) мм
Вид встраемого выключателя
1 Выбор выключателей и трансформаторов тока вводных ячеек
Номинальный ток силового трансформатора:
Принимаем к установке выключатель типа: ВВЭ-10-3151000УЗ.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
Iat=×Iк.з3×e - =×77×e - =608 кА
Здесь Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей [ ].
t=tзмин+tсв=001+006=007 с;
Вк=Iпо2(tотк+Та )=892(05+006+012)=5398 кА.
Все каталожные [ ] и расчетные данные сводим в таблицу 15.
Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ ГПП приведен в таблице 16. Оборудование выбираем из справочника [ ]. Принимаем трансформатор тока ТЛМ-10-1000-0.510Р. Схема с подключенными к трансформатору тока приборами показана на рис. 9.
В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем выключатели этого же типа. Все параметры одинаковы – все проверки идентичны.
Таблица 15.-Выбор выключателей 10 кВ.
Расчетные параметры цепи
It2 tт = 3152 3=3675 кА2с
Вк ≤ It2 tт = Вк доп.
Таблица 16.- Выбор трансформатора тока.
Вдоп = 3152 3 = 3675 кА2с
Рисунок 9.-Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов [ ]. Определим нагрузку по фазам для трансформатора тока. Данные занесем в таблицу 17.
Таблица 17.-Нагрузка трансформаторов тока.
Потребляемая мощность
Из таблицы 17 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фазы А.
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов:
rпров = z2 ном - rприб - rконт = 08 – 044 – 007 = 029 Ом;
где: z2 ном = 08 Ом- номинальное сопротивление трансформатора тока (вторичной обмотки) для класса точности 05;
rконт =007 Ом- для четырех приборов.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 длина которого ориентировочно 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду значит lрасч= тогда сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода для алюминия
2 Выбор выключателей и трансформаторов тока отходящих
линий главной понизительной подстанции
Выбор выключателей 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения а также трансформаторов тока приведены в таблице 18. Выбор оборудования осуществляется из справочника [ ].
Таблица 18.- Выбор выключателей и трансформаторов тока 10 кВ.
Каб. линии (начало и конец)
Тип трансформатора тока
В ячейках КРУ применяются втычные разъединители которые не выбираются и проверки для них не выполняются.
Для питания релейной защиты и измерительных приборов имеющих катушку напряжения используются трансформаторы напряжения (ТН) устанавливаемые в свой отдельные ячейки. Таким образом необходимо выбрать ТН. Приборы подключаемые к ТН представлены в таблицы 19. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно справочнику[ ]. Выбираем три ТН соединенные в треугольник – ЗНОЛ-09-10У3.
Параметры ТН следующие: Uном=10 кВ; класс точности 1;
Таблица 19.- Нагрузка трансформаторов напряжения.
Наименование прибора
Потреб ляемая мощность ВА
Потребляемая активная мощ ность Вт
Потребляемая реактив ная мощность Вар
ВВОД 10 КВ ОТ ТРАНСФОРМА ТОРА
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Суммарная мощность потребляемая приборами:
S2Sном то есть трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 25 мм по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10 У3 и втычной разъединитель.
В разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты минимальные сечения кабелей. Расчетные данные сведем в таблицу 20.
Если площадь сечения кабеля выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы оказывается меньше площади термически устойчивого сечения Fс.т. то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего стандартного сечения по отношению к Fc.т.. Все кабели для которых производится увеличение сечения внасим в таблицу 21.
Начало и конец кабельной линии
Прежняя площадь сечения кабеля мм²
Площадь термически устойчивого сечения кабеля мм²
Тип и площадь сечения нового кабеля мм²
3 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и
низшего напряжения трансформаторных подстанций
На стороне 10 кВ цеховых ТП устанавливают выключатели нагрузки. Дополнительно к ним устанавливают предохранители. Выбор этой аппаратуры приведен в таблице 22. Условия выбора приведены в таблице 23. Выбор вводных и секционных автоматических выключателей на стороне 04 кВ цеховых ТП и РПН представлен в таблице 24. Выбор всех аппаратов произведен из справочника [ ].
Тип выключателя нагрузки
Вк доп = 102 1 = 100 кА2с
На стороне низшего напряжения цеховых ТП выбираем только вводные и секционные автоматические выключатели а для РПН – только вводные аппараты.
Условия выбора автоматических выключателей следующие:
по напряжению установки ;
по конструкции и роду установки;
Результаты выбора сводим в таблицу 24.
Место установки выключателя
ЭО6; Iн=1000 А Iо=25
4 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП
Для двухтрансформаторной подстанции с постоянным оперативным током предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд.
Принимаем к установке ТСН типа ТМ-16010.
ТСН подключаем через предохранитель.
Принимаем предохранитель ПКТ-101-10-10-31.5 УЗ.
5 Выбор токопроводов соединяющих силовые трансформаторы
Выбираем жесткий токопровод ТКС-101600-81.
Мощность трансформатора ГППкВА
Параметры токопровода
Iутяж = 2 Iнр = 2 721 = 1442 А.
Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току т.к. шинный мост соединяющий трансформатор с КРУ небольшой длины и находится в пределах подстанции. Принимаем однополосные шины 100х8 мм2 I доп = 1625 А.
По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:
Iмах =1442 А I доп =1625 А
Проверяем шины на термическую стойкость:
g min = 8216 мм2 ≤ 100 х 8 = 800 мм2 Шины термически стойки.
Проверка шин на механическую стойкость:
Определяем пролет l при условии что fO > 200 Гц:
Если шины расположены горизонтально то
l2 ≤ = 35 м2 l ≤ 187 м
Принимаем расположение шин горизонтально; пролет расстояние между фазами а = 08 м.
Определим напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
Δдоп = 75 МПа > 0.7 МПа Шины механически прочны.
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) является составной частью построения рациональной СЭС промышленного предприятия. Компенсация РМ одновременно с улучшением качества электроэнергии в сети промышленного предприятия является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.
К сетям напряжением 1 кВ промышленных предприятий подключают большую часть электроприемников потребляющих РМ. Коэффициент мощности нагрузки обычно 07-08 при этом сети 380-660 В электрически удалены от источников питания – энергосистемы и местных ТЭЦ. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей на повышение мощности трансформаторов на потери активной и РМ. Эти затраты можно уменьшить и даже устранить если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.
Источниками РМ в этом случае могут быть синхронные двигатели напряжением 380-660 В и низковольтные конденсаторные батареи (НКБ). Недостающая часть (нескомпенсированная РМ) покрывается перетоком реактивной мощности с шин 10 кВ т.е. из сети напряжением выше 1 кВ предприятия.
Схема замещения СЭС ПП для проведения расчета компенсации реактивной мощности представлена на рис. 10.
Рисунок 10 – Схема замещения СЭС ЧСДМ для расчета компенсации РМ
На ГПП установлены трансформаторы с расщепленными обмотками т.е. РУ напряжением 10 кВ состоит из четырех секций сборных шин. Мы объединяем две секции сборных шин одного трансформатора и рассматриваем их как одну секцию сборных шин на которую от энергосистемы поступает половина реактивной мощности. Части схемы электроснабжения предприятия питаемые соответственно от объединенных 13 и 24 секций сборных шин РУ 10 кВ ГПП идентичны. Поэтому расчет ведем на одну такую секцию сборных шин. При выборе трансформаторов цеховых ТП были получены: Q1i – реактивная нагрузка на один трансформатор ΔQTi – потери реактивной мощности в трансформаторе.
Параметры ТП представлены в таблице 26.
Трансформаторная подстанция
Продолжение таблицы 25
Сопротивление трансформатора:
где:ΔPкз – потери короткого замыкания трансформатора Вт;
Sном.тр-ра – номинальная мощность трансформатора кВА;
Uном – ВН трансформатора равное 10 кВ.
Сопротивление линии:
где:Rо – удельное сопротивление КЛ Омкм;
Определим удельную стоимость потерь активной мощности от протекания РМ:
где: – коэффициент учитывающий затраты обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;
α – стоимость 1 кВт потребляемой мощности;
Км – отношение потерь активной мощности от протекания РМ потребляемой предприятием в период наибольшей нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности от протекания максимальной РМ потребляемой предприятием;
- стоимость 1 кВтч энергии;
– время использования максимальных потерь ч;
Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:
для низковольтных БК (04 кВ):
где:Е – коэффициент отчислений;
Кбкн – капиталовложения в батареи конденсаторов руб;
ΔРбкн – потери активной мощности в НБК кВтруб;
для высоковольтных БК (10 кВ):
Располагаемая реактивная мощность СД:
где -коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности (принимаем 123).
Определим эквивалентные активные сопротивления ответвлений с ТП для расчета оптимальной РМ генерируемой НБК на рис.11.
Рисунок 11 – Схемы замещения радиальной (а) магистральной с двумя ответвлениями (б) и магистральной с тремя ответвлениями (в) линий.
Для ТП1 питающейся по радиальной линии (рис. 11а) эквивалентное сопротивление:
Rэ1=R1=Rл1+Rтр1=00576+11875=12451.
Для ТП2 и ТП3 питающихся по магистральной линии (рис. 11б) сначала введем обозначения:
Rо1=Rл2=01011 Ом; R12=Rл3=01041 Ом;
R1=Rтр2=108 Ом; R2=Rтр3=108 Ом.
Эквивалентная проводимость точки 1 (рис. 11б):
С учетом полученного эквивалентные сопротивления присоединений ТП2 и ТП3:
Для ТП14 ТП16 питающихся по магистральной линии (рис. 11в):
Rо1=Rл14=00058 Ом; R12=Rл15=00538 Ом; R23=Rл16=00509 Ом;
R1=Rтр14=0586 Ом; R2=Rтр15=0586 Ом R3=Rтр16=108 Ом.
Эквивалентные проводимости точек 2 и 1 схемы (рис. 11в):
Эквивалентные сопротивления:
Аналогично рассчитываются эквивалентные сопротивления для других линий и сводим их в таблицы 26 и 27.
Тип принятой стандартной БК
Реактивная мощность источников:
где а=1000Uном²=1000100=10 кВ-2.
Если Qсi0 то принимаем её равной нулю т.е. установка НБК на данной ТП не требуется.
Мощности НБК цеховых ТП определяются суммой двух групп БК: основной Qкi и дополнительной Qсi:
По полученной мощности выбираем комплектные конденсаторные установки (ККУ) и определяем их суммарную мощность. Мощность ККУ ΣQнбк=5550 квар что больше необходимой 466462 квар – для .3 СШ и ΣQнбк=6900 квар что больше необходимой 51835 квар – для .1 СШ.
Определим мощность высоковольтных БК подключаемых к сборным шинам 10 кВ ГПП. Определение производим из условия баланса реактивных мощностей:
где Qэс1 – экономически целесообразная реактивная мощность передаваемая энергосистемой предприятию Мвар;
Qв – мощность высоковольтных потребителей.
Qэс определяем как минимальная величина из двух :
Q'эс = α1 Рр и Q''эс = QР
Q'ЭС = 2675356 031 = 82936 МВАр;
Q''эс = ==1382534 кВАр;
Принимаем QЭС1 = 82936 кВАр.
Q01СШ = =170388 кВАр;
Проверяем баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП т.е. равенство генерируемых QГ1 и потребляемых QР1.
Определяем tg расчетный на вводе ГПП:
Определим резерв реактивной мощности:
Резерв реактивной мощности составляет 1828% от суммарной потребляемой мощности на шинах ГПП.
Релейная защита автоматика и телемеханика в СЭС
1 Краткая характеристика защит основных элементов
1.1 Защита линий питающих ГПП
На воздушных линиях напряжением 110 кВ в качестве основной защиты от всех видов коротких замыканий используется дистанционная. В качестве резервных (в основном от однофазных коротких замыканий) применяются максимально токовые защиты и отсечки. На параллельных линиях устанавливаются поперечные дифференциальные защиты. Все защиты действуют на отключение.
1.2 Защита трансформаторов ГПП
Для трансформаторов ГПП предусматриваем следующие виды защит:
от междуфазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах в зависимости от мощности трансформатора – продольно дифференциальную защиту;
от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла – газовую защиту;
от сверхтоков внешних коротких замыканий – максимально токовую защиту без пуска или с пуском минимального напряжения;
от перегрузки – максимальную токовую защиту действующую на сигнал на подстанциях с дежурным персоналом.
1.3 Защита линий питающих трансформаторы цеховых ТП
Внутреннее электроснабжение промышленных предприятий осуществляется кабельными линиями. На них устанавливаются защиты от многофазных коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных коротких замыканий устанавливается двухступенчатая токовая защита: первая ступень – отсечка вторая – максимальная токовая с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Защита от однофазных замыканий на землю действует на сигнал. На кабельных линиях на которых возможны систематические перегрузки устанавливаем защиту от перегрузки с действием на сигнал или с выдержкой времени на отключение. Кабельные линии также защищаются предохранителями в сочетании с выключателями нагрузки.
1.4 Защита цеховых трансформаторов
Цеховые трансформаторы от межфазных коротких замыканий имеют максимальную токовую защиту которая устанавливается в начале питающей подстанции линии. Для защиты от внутренних повреждений маслонаполненных трансформаторов используются газовые реле. При схеме соединения обмоток YХ применяется защита от однофазных замыканий на землю со стороны низшего напряжения. Допускается защита трансформаторов плавкими предохранителями.
1.5 Защита конденсаторных батарей
Для защиты конденсаторных батарей напряжением выше 1000В от межфазных коротких замыканий применяются плавкие предохранители или максимальная токовая защита мгновенного действия.
Конденсаторные батареи напряжением ниже 1000В защищаются плавкими предохранителями или быстродействующими автоматами.
Межсекционные выключатели обеспечиваются максимальной токовой защитой.
В соответствии с [ ] применение автоматического повторного выключения (АПВ) является обязательным для ЛЭП выше 1000В кроме того предусматривается устройство АПВ трансформаторов. Для однократного и двукратного АПВ используем реле типа РПВ-258.
Автоматическое включение резерва (АВР) по [ ] устанавливаем во всех случаях когда отключение рабочего источника питания приводит к полному прекращению электроснабжения. Для запуска схемы АВР служат пусковые органы минимального напряжения. Однократность действия АВР обеспечивается с помощью реле однократного включения РОВ. АВР используется на шинах 10кВ ГПП а также на стороне низшего напряжения цеховых ТП. Для поддержания необходимого уровня напряжения у потребителей применяется система автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) трансформаторов ГПП.
2 Расчет защиты трансформаторов ГПП
2.1 Продольная дифференциальная токовая защита
Номинальные первичные токи:
Iн.т.нн = = 6873 А ;
где Sном.т – номинальная мощность трансформатора кВА.
Выбираем коэффициент трансформации трансформаторов тока с учетом перегрузки на 40%:
Кт. вн = 2005 ТВТ-1102005
Кт. нн = 10005 ТЛМ-1010000.510Р
Схемы включения первичных обмоток трансформаторов тока на стороне высокого напряжения – треугольник на стороне низкого напряжения – неполная звезда.
Вторичные токи соответствующие номинальной нагрузке трансформатора:
Основной стороной защиты является сторона с большим током. За расчетный ток принимаем:
Определим токи срабатывания защиты они определяются из двух условий:
ток срабатывания защиты отстраивается от броска тока намагничивания
Iсз = КIном.т = 051255 = 628 А
где К – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания для РСТ15 К=05;
ток срабатывания защиты отстраивается от максимальных токов небаланса
где Котс – коэффициент отстройки от токов небаланса для РСТ-15 К=125;
Iнб = I'нб + I''нб + I'''нб - ток небаланса;
I'нб – учитывает погрешность трансформаторов тока;
I''нб – связано с наличием регулирования;
I'''нб – учитывает несовпадение расчетного числа витков
I'нб + I''нб = (КоднКпер + D)I3к.мах = (1101 + 015)610 = 150 А
где:Кпер – коэффициент учитывающий переходной режим т.е. наличие апериодической составляющей;
Кодн=1 – коэффициент однотипности;
=01 – полная погрешность трансформаторов тока.
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
Iсз = 125150 = 188 А;
принимаем наибольший ток Iсз = 188 А;
Ток срабатывания реле на основной стороне:
Число витков основной обмотки исходя из Fср = 100 (для РСТ 15 – установка 065 Iном.т; К=2)
Принимаем Wосн = 12 витков.
Ток срабатывания реле на неосновной стороне:
Iср.неосн = = 103 А;
Число витков неосновной обмотки:
неосн.расч = = 944 ;
Принимаем неосн.действ= 9 витков.
Составляющая тока небаланса за счет неточной установки витков на основной стороне:
Уточненное значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
Iсз = Котс( I'нб + I''нб + I'''нб ) =125 (150+298) = 22475А;
Чувствительность защиты определим по двухфазному короткому замыканию на стороне 10 кВ:
Выбранное реле проходит по чувствительности.
2.2 Максимальная токовая защита (МТЗ)
Максимальную токовую защиту выполняем в виде трех комплектов. МТЗ АК1 устанавливаем на стороне высшего напряжения которая питается от трансформатора тока. ТА2 предназначена для резервирования отключения короткого замыкания на шинах низшего напряжения а также для резервирования основной защиты трансформатора. МТЗ установленная на ответвлениях к первой и второй секциям шин 10 кВ (Реле КА3 КА4 КА5 КА6) питается соответственно от трансформаторов тока ТАЗ и ТА4 предназначена для отключения на шинах 10 кВ короткого замыкания а точнее для резервирования отключения короткого замыкания на элементах присоединенных к этим шинам.
МТЗ на стороне высокого напряжения:
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузки трансформаторов:
где: Котс – коэффициент отстройки для РСТ13 Котс= 12;
Кв – коэффициент возврата для РСТ Кв = 09;
Iраб.мах = 14Iном.т = 141255 = 1757 А.
Выбираем трансформатор тока ТВТ-200-0.510Р с Кт.вн = 2005.
Ток срабатывания реле:
Принимаем реле РСТ 13-24 с уставкой 5 20 А.
Относительные уставки 02 и 08.
Iуст = Iмин (1+q) = 5(1+1) = 10 А ;
Коэффициент чувствительности в основной зоне при коротком замыкании на шинах 10 кВ:
Чтобы обеспечить срабатывание защиты в резервной зоне устанавливаем МТЗ с низкой стороны.
МТЗ на стороне низкого напряжения
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузке трансформатора:
Iраб.мах=14Iном=146873=96222 А;
Коэффициент чувствительности в основной зоне при коротком замыкании на шинах 10кВ:
Устанавливаем реле РСТ 13-24 с уставками 5 20 А.
Время срабатывания защиты принимается по условию отстройки аналогичной защиты на секционном выключателе:
tсз Q2 = tсз.св + t = 1+0.5 = 1.5 c.
Выбираем реле времени РВ-01.
Время срабатывания защиты на стороне высокого напряжения:
tсз Q1 = tсз Q2 + t = 15+0.5 = 2 c.
2.3 Защита от перегруза
Защита от перегруза выполнена с помощью реле тока КА7 и КА8 установленных со стороны низшего напряжения и реле времени КТ5.
Ток срабатывания защиты:
где: Iном.т – номинальный ток трансформатора на низкой стороне;
Кв=09 – коэффициент возврата для РСТ13.
Ток срабатывания реле по (99):
Принимаем реле РСТ 13-19 с уставкой 15 6 А.
Относительные уставки 01 и 08.
Iуст = Iмин(1+q) = 15(1+09) = 285 А.
Выдержка времени защиты отстраивается от кратковременных перегрузок tср=9с.
Газовая защита реагирует на витковые замыкания и другие повреждения сопровождающиеся разложением масла и выделением газа на понижение уровня масла. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с разделенным выходом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент действующий на сигнал.
При бурном газообразовании происходит движение масла через корпус газового реле в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент действующий на отключение без выдержки времени. Нижний элемент срабатывает также на дальнейшее понижение уровня масла. В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ-80.Уставка скоростного элемента 06 мс. Он действует на отключение трансформатора через выходное реле типа РП-41 снабженное удерживающей катушкой по току отключения. Отбор газа из корпуса реле производится через кран размещенный на уровне наземного обслуживания.
Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1990г.
Правила устройства электроустановок. Шестое издание переработанное и дополнительное с изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России 1998 г.
Б.Н.Неклепаев И.Л.Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е; - М: Энергоатомиздат1989 г.
Л.Д. Рожкова В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат1987г.
Каталог электротехнической продукции 2004 г. ЭТМ
Электроснабжение и электроосвещение городов. Минск «Вышейшая школа» 1989 г.
Автоматические выключатели общего применения до 630 А. Справочник. Том 2-М.: Информ-электро 1996г.
Алабугин А.А. Алабугина Р.А. Производственный менеджмент в энергетике предприятия: Учебное пособие. – Челябинск: ЮурГУ 1998. – 70 с.

Расчет электрического освещения.doc

11 Расчет электрического освещения (специальный вопрос)
Расчет электрического освещения проводится для ремонтно-механического цеха. Общая площадь цеха 3000 м2 полная высота цеха 8 м установленная мощность цеха 18695 кВт.
Примем систему общего освещения с равномерным распределением светильников выполненную на лампах ДРЛ. Локализованное освещение выполнено на лампах ЛН. Расчет произведем по методу коэффициента использования. Под коэффициентом использования принято понимать отношение светового потока падающего на расчетную плоскость Фр к световому потоку источников света он определяется с одной стороны светораспределением и размещением светильников а с другой стороны – соотношением размеров освещаемого помещения и отражающими свойствами его поверхностей. Это соотношение характеризуется индексом помещения:
где: А В – ширина и длина помещения;
Нр – высота подвеса светильников над расчетной плоскостью.
Количество светильников N необходимых для создания в освещаемом цехе заданного уровня освещенности (Ен=300 лк) определяется по выражению:
где: S – площадь цеха м2;
Z – отношение средней освещенности к минимальной характеризует неравномерность освещения и составляет 115 для ДРЛ;
n – число ламп в светильнике (n=1) шт;
Ф – световой поток лампы в светильнике (Ф=33000) шт;
- коэффициент использования светового потока принимаемый по таблице 9.11 [ ];
Соответственно найденным значениям найдем количество светильников и определим тип светильников. Выбираем светильники типа РСП05-700 с защитной сеткой с отверстиями в отражателе. Светильники устанавливаем на кронштейнах по фермам. Нижняя часть светильников должна быть не ниже нижнего пояса ферм.
Расчеты ведем отдельно для каждого участка и результаты расчета заносим в таблицу 28.
Таблица 28 Светотехническая ведомость
Продолжение таблицы 28
где: =09 для ЛН; =1 для ДРЛ
Рр=kc × Роу – расчетная мощность
kc коэффициент спроса (kc×= 1; 09; 08);
Роу=N × Р1 – мощность осветительной установки;
Р1 – мощность одной лампы.
Выбор сечения проводов осуществляется по условию механической прочности: Iдд > Iр.
Расчет потерь напряжения:
=034 – для алюминия;
Аварийное освещение выполняем на лампах ДРЛ. При этом число ламп должно составлять 10% от общего количества (88×01»8 шт.).
Напряжение сети электрического освещения 380220 В. Питание сети рабочего освещения цеха выполняем через преобразователь переменного тока ППТТ-160-220 от РУ 04 кВ. Питание сети аварийного освещения выполняем от распределительного устройства РУ 04 кВ. Для оперативных переключений и защиты сети рабочего освещения используем автоматические выключатели и магнитные пускатели. Защита и переключения аварийного освещения осуществляем отдельно установленными автоматическими выключателями АП50Б-2МТ.
Выбор автоматических выключателей производим из условия:
Iуст.т > (125 14)×Iр ; (68)
Iуст.к.з > (3 10)×Iуст.т . (69)
Расчет сводим в таблицу 30.
Продолжение таблицы 30