Электроснабжения дробильного цеха обогатительной фабрики

015_ Рассчет ТКЗ.doc

10. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1. Общие сведения о коротких замыканиях
Коротким замыканием (КЗ) называется замыкание при котором токи в ветвях электроустановки примыкающих к месту его возникновения резко возрастают превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.
Замыканием (3) называется всякое случайное или преднамеренное не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей.
Электрическое соединение фаз на землю в глухо-заземленных сетях напряжением 038 - 066 кВ а также 110 кВ и выше обычно называется КЗ на землю.
Электрическое соединение одной фазы с землей в сетях с изолированной нейтралью напряжением 6 -10-35 кВ называется замыканием с землей.
В месте КЗ обычно возникает электрическая дуга. В ряде случаев переходным сопротивлением дуги можно пренебречь тогда КЗ называется металлическим или глухим.
При КЗ в СЭС сопротивление электрической цепи уменьшается что приводит к увеличению токов по сравнению с токами нормального режима. В случае трехфазного КЗ напряжение в точке повреждения равно нулю. Ток короткого замыкания (ТКЗ) отключаемый устройствами релейной защиты существует в СЭС в течение 05 - 5 с.
Чаще всего КЗ возникают при:
) нарушении изоляции токоведущих частей происходящем в результате старения или износа изоляции перенапряжений плохого ухода за оборудованием механических повреждений;
) создании преднамеренных КЗ на подстанциях с упрощенными схемами при помощи короткозамыкателей;
) неправильных действий обслуживающего персонала. Как правило до 50 - 70 % всех КЗ возникает по вине обслуживающего персонала.
Наибольшая частота возникновения КЗ приходится на ЛЭП - 47 % на электрическую часть электростанций - 19 % цепи собственных нужд электростанций - 26 % другие элементы системы - около 8 %.
В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трех- двух- однофазные и двойные замыкания на землю. Трехфазные КЗ рассчитываются для выбора и проверки параметров электрооборудования а несимметричные КЗ для расчетов уставок параметров срабатывания и проверки чувствительности РЗ.
2. Последствия коротких замыканий
КЗ сопровождаются увеличением тока в поврежденных фазах что вызывает различные последствия:
) ухудшение показателей качества электроэнергии - снижение напряжения на зажимах электроприемников уменьшение частоты несимметрия фазных напряжений сети изменение синусоидальности формы кривой напряжения и тока провалы питающего напряжения;
) термическое действие - недопустимый нагрев проводников и электрооборудования током превышающим номинальное значение в 10 - 15 раз ускоряет их старение разрушает изоляцию вызывает сваривание и выгорание контактов потерю механической прочности;
) электродинамическое воздействие - сила действующая на токоведущие части приводит к разрушению изоляции механическим повреждениям и деформациям;
) влияние на линии связи устройства релейной защиты автоматики и телемеханики - наведение ЭДС в соседних линиях вызывает ложные срабатывания аппаратуры и приводит к отключению нормально работающих электроустановок;
) ухудшение электробезопасности - появление опасного потенциала на электропроводящих частях электроустановок ;
) появление возможности пожаро- и взрывоопасности - перегрев токоведущих частей и электрическая дуга могут привести к воспламенению горючих изоляционных материалов и взрывоопасных смесей;
) нарушение устойчивости работы элементов СЭС в результате резкого снижения напряжения - опрокидывание двигателей механический момент на валах которых зависит от квадрата величины напряжения.
Наиболее опасные последствия проявляются обычно в элементах СЭС прилегающих к месту КЗ. КЗ на удаленных участках СЭС или за силовыми трансформаторами воспринимается генераторами как некоторое повышение нагрузки а сильное снижение напряжения происходит только вблизи места КЗ. В точке трехфазного КЗ напряжение равно нулю.
3. Порядок расчета токов короткого замыкания
Расчет ТКЗ при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:
) для рассматриваемой СЭС составить расчетную схему;
) по расчетной схеме составить схему замещения;
) путем последовательного преобразования упростить схему замещения;
) по закону Ом определить начальное (сверхпереходное) значение периодической составляющей ТКЗ;
) определить апериодические составляющие ТКЗ для каждой ветви схемы или найти эквивалентное значение;
) рассчитать ударный ТКЗ и его действующее значение.
3.1. Составление схем замещения
Схема замещения по исходным данным соответствует расчетной схеме. В ней все трансформаторные связи заменены электрическими а каждый элемент расчетной схемы заменен соответствующим сопротивлением. На расчетной схеме намечаются точки КЗ. Затем для каждой точки составляется отдельная схема замещения.
При упрощении схемы замещения следует придерживаться определенной последовательности операций.
Преобразование схемы замещения выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ.
Каждому сопротивлению схемы замещения присваивается определенный номер или индекс которые сохраняются до конца расчета. Например номер сопротивления и его численное значение проставляются около соответствующего элемента в виде дроби.
Преобразование схемы замещения к наиболее простому виду сводится к тому чтобы каждый источник питания был связан с местом КЗ через одно результирующее сопротивление.
Считается что ток подпитки от электродвигателей возникает при непосредственном трехфазном КЗ на их зажимах (напряжение).
Допускается не учитывать электродвигатели если они отделены от места КЗ одной или несколькими ступенями трансформации.
Полученная путем окончательного преобразования схема замещения содержит несколько генерирующих ветвей например питающихся от: системы ТЭЦ синхронных и асинхронных двигателей комплексной нагрузки.
3.2. Методы преобразования схем замещения
Для практических расчетов наиболее часто используются следующие методы преобразования схем замещения:
) замена нескольких сопротивлений соединенных последовательно или параллельно одним эквивалентным;
) преобразование сопротивлений в эквивалентные треугольник или звезду;
) преобразование многолучевой звезды в многоугольник с диагоналями;
) замена нескольких источников питания эквивалентным;
) совмещение точек одинакового потенциала;
) использование метода коэффициентов токораспределения.
В практике преобразования сложных схем замещения часто встречается симметрия схемы относительно места КЗ или какого-либо участка схемы относительно некоторой точки.
Использование таких исходных данных позволяет применить простой но эффективный метод преобразования.
Метод преобразования заключается в объединении точек одного потенциала. Дальнейшее преобразование полученной схемы значительно упрощается.
3.3. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов КЗ используется для выбора и проверки электрооборудования по условиям КЗ выбора установок и возможного действия релейной защиты и автоматики определения влияния токов нулевой последовательности воздушных линий (ВЛ) на линии связи для выбора заземляющих устройств.
При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:
Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов в системе;
Ток намагничивания трансформаторов;
Насыщение магнитных систем электрических машин;
Поперечную емкость ВЛ-110 кВ;
Подпитку от двигателей если они находятся за ступенью трансформации.
Расчет тока КЗ производится в условиях аварийного режима на подстанции (один трансформатор отключен) в этом случае секционный выключатель включен.
4. Составление расчетной схемы замещения сети и определение ее параметров
Составим расчетную схему замещения электрической сети (рис. 10.1). При этом выбираем наиболее неблагоприятный режим работы системы т.е. когда один из трансформаторов ГПП отключен а секционный выключатель включен.
Рис.10.1. Схема замещения электроснабжения цеха.
Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах производим в пяти точках: на стороне ВН трансформатора ГПП (К1) - для выбора и проверки коммутационного оборудования на стороне 110 кВ на сборных шинах 10 кВ ГПП (К2) РП (К3) — для выбора оборудования на удаленной ЦТП (К4) и у одного из двигателей (К5) - для проверки кабельных линий по термической устойчивости.
Расчёт ТКЗ производится в максимальном и минимальном режимах работы системы. По максимальным значениям ТКЗ ведётся выбор оборудования а по минимальным – выбор и отстройка элементов релейной защиты и автоматики.
Для расчета ТКЗ зададимся следующими базисными величинами:
Базисная мощность: принимаем SБ=1000 МВА
Мощность короткого замыкания системы:
Базисное напряжение первой ступени (Uном=110 кВ):
второй ступени (Uном=10 кВ):
Базисный ток на стороне ВН:
Определим величины сопротивлений схемы замещения.
Для трансформатора:
где Х0=04 Омкм – удельное индуктивное сопротивление ВЛ типа АС-70;
Упростим схему замещения. Для этого воспользуемся следующими соотношениями:
Сопротивление параллельных ветвей подпитки:
где Х1* и Х2* - сопротивления параллельных ветвей.
Эквивалентная ЭДС параллельных ветвей подпитки:
где Е1* и Е2* - ЭДС параллельных ветвей. При равенстве ЭДС параллельных ветвей точки объединяем а ЭДС остается той же. Согласно методики расчета для системы Ес*=1 для асинхронных двигателей Еад*=09 для синхронных двигателей Есд*=11.
Сверхпереходное сопротивление любого двигателя при КЗ принимаем равным 20% от рабочего тогда относительное сопротивление двигателя будет:
Сопротивление кабельных линий:
Данные кабельных кабельных линий возьмем из раздела 9 и рассчитаем сопротивления всех ветвей подпитки от двигателей результаты расчетов сведем в таблицу .
Таблица 10.1. Результаты расчета суммарных сопротивлений ветвей подпитки от двигателей
Воспользовавшись соотношениями (10.1-10.2) и данными из таблицы рассчитаем параметры эквивалентных ветвей подпитки отдельно для шин ГПП первой и второй секций РП. Результаты расчетов сведены в таблицу 10.2. Преобразованная схема изображена на рисунке 10.2.
Таблица 10.2. Параметры упрощенной
эквивалентной схемы замещения.
В таблице 10.2 указано относительное сопротивление одной кабельной линии от шин ГПП до шин РП но так как линии параллельны – то это справедливо для обеих секций РП.
Рис. 10.2. Схема замещения для расчета ТКЗ.
5. Расчет токов КЗ для точки К1.
В точке К1 подпитку от двигательной нагрузки можно не учитывать так как двигатели отделены от места КЗ ступенью трансформации. Найдем сопротивление цепи КЗ для минимального и максимального режимов:
Начальное значение периодической составляющей ТКЗ определим по формуле
Величина ударного тока
где - ударный коэффициент;
Действующее значение ТКЗ:
Так как мощность короткого замыкания системы превышает 500 МВА то принимаем установившийся ток КЗ равным трехфазному ТКЗ т.е. [4].
Так как мы не знаем сопротивления «земли» то токи однофазных КЗ будем брать из таблиц расчетов Норильской энергосистемы выбрав ГПП с похожими токами трехфазных КЗ.
6. Расчет токов КЗ для точки К2.
В точке К2 будем учитывать подпитку от двигателей. Для этой точки будем рассчитывать ТКЗ методом наложения (принцип суперпозиции) с учетом того что I и II секции РП отделены от места КЗ кабельными линиями.
Ток короткого замыкания в точке К2 в общем случае:
Расчетное сопротивление системы определим из выражения:
Ток подпитки от двигателей в свою очередь состоит из трех токов: тока подпитки от двигателей подключенных к шинам ГПП тока подпитки от I секции РП проходящего через КЛ тока подпитки от II секции РП проходящего через КЛ.
Рассчитаем эти составляющие:
Тогда подпитка от двигателей составит:
Таким образом начальная периодическая составляющая ТКЗ в точке К2 с учетом подпитки места КЗ от системы и двигателей составит:
Т.к. мощность короткого замыкания системы превышает 500 МВА то принимаем установившийся ток КЗ равным трехфазному ТКЗ т.е. .
7. Расчет токов КЗ для точки К3
В точке К3 будем учитывать подпитку от двигателей. Для этой точки будем рассчитывать ТКЗ с учетом того что I секция РП и шины ГПП отделены от места КЗ кабельными линиями.
Найдем эквивалентное сопротивление и ЭДС от двигателей I секции РП и двигателей ГПП приведенные к шинам ГПП с учетом сопротивления КЛ по соотношениям (10.1-10.2) данные возьмем из таблицы 10.2.
Аналогично найдем эквивалентное сопротивление и ЭДС для шин ГПП с учетом системы:
Тем же способом найдем эквивалентное сопротивление и ЭДС с учетом сопротивления КЛ приведенное ко II секции РП:
Таким образом начальная периодическая составляющая ТКЗ в точке К3 с учетом подпитки места КЗ от системы и двигателей составит:
Величина ударного тока:
где - ударный коэффициент.
8. Расчет токов КЗ для точки К4
Для расчета ТКЗ в точке К4 составим упрощенную схему замещения. Т.к. точка короткого замыкания находится на стороне низкого напряжения т.е. за ступенью трансформации то подпиткой от высоковольтных двигателей мы пренебрегаем. Однако ТКЗ будем измерять до ЦТП на стороне 10 кВ.
Рис. 10.3. Упрощенная схема для расчета ТКЗ в точке К4
Сопротивление системы до шин ГПП берем из расчета для точки К2:
Сопротивление КЛ (ГПП-РП):
Сопротивление КЛ от шин РП до ЦТП-6
Сопротивление трансформатора:
С учетом всех сопротивлений ТКЗ будет равен:
Установившийся ТКЗ равен трехфазному т.е. .
9. Расчет токов КЗ для точки К5
Расчет будем вести последовательно упрощая схему и находя эквивалентные значения ЭДС и сопротивления как это делали ранее но подпитку от двигателя АД-13 не учитываем так как нас интересует ток протекающий в кабеле питающем этот двигатель.
После промежуточных расчетов получили:
Начальная периодическая составляющая ТКЗ в точке К5:
Установившийся ток КЗ равен трехфазному ТКЗ т.е. .
Результаты расчетов сведем в таблице 10.3.
Таблица 10.3. Результаты расчетов ТКЗ

016_Выбор и проверка оборудования.doc

11. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
1. Общие положения по выбору электрооборудования
После определения токов коротких замыканий можно произвести выбор и проверку коммутационного оборудования и токопроводов по термической и электродинамической устойчивости к ТКЗ.
Электрические аппараты изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: в длительном режиме режиме перегрузки и короткого замыкания.
В длительном режиме надежная работа аппаратов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.
В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электроустановок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах при которых еще гарантируется нормальная работа электроустановок за счет запаса прочности.
В режиме КЗ надежная работа аппаратов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости.
2. Проверка кабельных линий по стойкости к токам КЗ
Поскольку выбор и проверка кабелей по нагреву токами в послеаварийном режиме были проведены ранее то в данном разделе произведем только проверку сечений жил кабелей по нагреву токами КЗ.
В табл. 11.1 и табл. 11.2 приведены предельные односекундные токи для кабелей с изоляцией из шитого полиэтилена.
Таблица 11.1. Предельные односекундные токи КЗ для жилы
Таблица 11.2. Предельные односекундные токи КЗ для экрана
Проверим по термической устойчивости кабель питающий РП. Для данного кабеля а именно АПвКаП (3×24035-10) предельные односекундные токи составляют:
для жилы – 227 кА; для экрана – 71 кА.
При токах отличающихся от 1с. значения токов умножаются на коэффициент:
где t- продолжительность короткого замыкания с.
В нашем случае при t = 025 с. коэффициент равен:
Тогда предельные токи будут равны: для жилы – 452 кА; для экрана – 142 кА.
Установившееся значение тока берем как для точки К3 (=1273 кА) так как при этом режиме по линии будет проходить максимальный ток. Сравнив значения токов мы видим что термическая устойчивость к токам короткого замыкания для этой кабельной линий обеспечена.
Произведем проверку по термической устойчивости кабеля отходящих линий к двигателям. Установившееся значение тока берем как для точки К5 так как это самый мощный двигатель и значение тока в этой точке будет максимальным для данной группы электроприемников.
Сравнивая фактически принятое сечение жил кабеля для АД-1600 кВт 95 мм2 с табличными данными учитывая коэффициент К мы видим что термическая устойчивость к токам КЗ выбранного сечения обеспечена. Для АД-1250 кВт и АД-1000 кВт 70 мм2 условие тоже выполняется.
Поскольку для СД-500 кВт сечение КЛ 35 мм2 не удовлетворяет требованиям по термической стойкости то увеличиваем сечение КЛ для двигателей питающихся от ГПП и РП до 70 мм2 в этом случае условие термической стойкости выполняется.
Для отходящих кабельных линий на ТП проверку произведем аналогично двигателям. В итоге для всех ТП увеличиваем сечение КЛ до 70 мм2. При таких сечениях термическая устойчивость к токам короткого замыкания для этих кабельных линий обеспечена.
3. Выбор оборудования на напряжение 110 кВ
Максимальный рабочий ток IMAX на стороне 110 кВ выбирают из наиболее неблагоприятного эксплуатационного режима при работе ГПП на одном вводе с отключением одного из двух силовых трансформаторов или питающей ВЛ и включением СВ на стороне 10 кВ.
Для одного трансформатора:
где Sтр – номинальная мощность силового трансформатора ГПП.
3.1. Выбор разъединителя
Основное назначение разъединителя – создавать видимый разрыв для изоляции части электроустановки или отдельных ее элементов от смежных частей находящихся под напряжением для производства безопасного ремонта.
По каталожным данным табл.5-5.[1] принимаем разъединитель типа:
РНДЗ - 2 - 110630УХЛ1 с номинальными данными:
Uном=110 кВ Iном=630 А для главных ножей: Iпред.сквоз.=80 кА Iтерt=3154 кАс для заземляющих ножей: Iпред.сквоз.=80 кА Iтерt=3151 кАс тип привода: ПР-Т1 цена 14400руб.
Проверка разъединителя по термической стойкости:
Суммарное время нахождения разъединителя под действием тока КЗ равно суммарному времени отключения выключателя:
tп = tп.а.+ tп.п. (11.3)
где tп.а.- приведенное время для апериодической слагающей тока КЗ;
tп.п.- приведенное время для периодической слагающей тока КЗ.
Приведенное время апериодической составляющей определяется как:
где I”=2092 кА – сверхпереходное действующее значение тока КЗ в К1;
I=2092 кА - установившийся ток КЗ определенный в К1.
Согласно [4]: tп.п.=f(tоткл. bII) а tоткл =tв+tр.з.
где tв=007 с – собственное время отключения выключателя с приводом (для выключателя ВВК–110Б-201000У1);
tр.з=001 с – минимальное время действия основной релейной защиты по [5].
tоткл.=007+001=008 сек.
Тогда по рис.3.5.[3] tп.п.=01 с.
Номинальный ток термической устойчивости:
где I - действующее значение установившегося однофазного тока т.к. он больше значения I(3) в К1;
t – номинальное время термической стойкости разъединителя.
Данные по выбору и проверке разъединителя сводим в табл. 11.3.
Таблица 11.3. Выбор и проверка линейного разъединителя
iном.дин. iрасч.дин.
3.2. Выбор выключателя на стороне 110 кВ
По каталогам фирмы Simens выбираем высоковольтный элегазовый выключатель типа: ЗАР1FG-145 кВ с номинальными данными:
Uном=110 кВ Umax =126 кВ Iном=1000 А iпред.сквоз.=79 кА (амплитудное значение) Iоткл.=50 кА собственное время отключения = 006 с собственное время включения = 0055 с.
Проверка выключателя по термической стойкости проводится аналогично проверке разъединителя.
Сквозная мощность при КЗ будет определяться как:
Данные по выбору и проверке выключателя сводим в табл. 11.4.
Таблица 11.4. Выбор и проверка элегазового выключателя 110 кВ
Iном.т.у.. Iном.т.у.расч.
*- расчетный ток замыкания в точке К1.
3.3. Выбор ОПН измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне 110 кВ
Для защиты изоляции от перенапряжении подстанционного оборудования устанавливаем ограничители перенапряжения (ОПН):
ЗЕР1 с Uном=132 кВ Uнаиб=145 кВ (наибольшее допустимое напряжение на разряднике) Uпробив.max=180 кВ номинальный импульсный ток = 10 кА устойчивость к токам КЗ = 40 кА.
В системах 110 кВ в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ОПНН (ЗЕР) к нулевой точке трансформатора параллельно с заземлителем типа ЗОН-110.
По табл.5-6 [2] принимаем: ЗОН –110 М с Uном =110 кВ Uнаиб = 126 кВ Iном = 400 А цена 2100 руб.
На стороне 110 кВ выбираем ТТ встроенный в трансформатор типа ТВТ110-I-2005 с номинальными данными по табл.5.11 [2]: I1=100 коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе 5 А - 2005 номинальная нагрузка Ом при вторичном токе 5 А – 06; Iтерt=253 кАс.
А также устанавливаем ТТ типа ТФЗМ110Б-I для питания токовых цепей защит с номинальными данными по [1]: I1=100-200 вариант исполнения вторичных обмоток 0510Р10Р 10Р- 12.
К линиям также присоединен отпайкой трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 по [1] (для питания привода выключателя 110 кВ) с номинальными данными: Uвн=110000В Uнн=100В Sном=1200 В·А (Кт=3) Sном=600 В·А (Кт=1) Sном=400 В·А (Кт=05) Smax=2000 В·А цена 17000 руб.
4. Выбор оборудования на напряжение 10 кВ
Определим токи для выбора вводных и секционных выключателей. В послеаварийном режиме ток рассчитывается по формуле (11.2):
где SТР – номинальная мощность трансформатора ГПП.
В нормальном режиме:
Принимаем к установке комплектное распределительное устройство (КРМ) модернизированной серии КМ-63 с вакуумными выключателями (рассмотрены в п. 8.4.).
По максимальному расчетному току ( кА) приходящего на шины ЗРУ ГПП выбираем вводной выключатель по [1] типа:
ВВЭ-10-201600У3 (выключатель вакуумный с электромагнитным приводом) и номинальными данными:
Uном=10 кВ Umax=12 кВ Iном=1600 А Iоткл.=20 кА iпред.сквоз.=52 кА (наибольший пик) Iтерt=203 кАс собственное время отключения (с приводом)=0055 с собственное время включения (с приводом)=03 с. масса = 165 кг цена 37400 руб.
Проверка выключателя по термической стойкости:
Суммарное время отключения выключателя:
tп.п.- приведенное время для периодической слагающей тока КЗ
где I”=1316 кА – сверхпереходное действующее значение тока КЗ в К2;
I=1316 кА - установившийся ток КЗ определенный в К2.
где tв=0055 с.– собственное время отключения выключателя с приводом (для выключателя ВВЭ-10-201000У3);
tр.з=01с– время действия основной релейной защиты по [5].
tоткл.=0055+01=0155сек.
Тогда по рис.3.5. [3] tп.п.=02 с.
где t – номинальное время термической стойкости вводного выключателя.
Данные по выбору и проверке вводного выключателя вносим в табл. 11.5.
Таблица 11.5. Выбор вводного выключателя ГПП
Секционный выключатель ГПП выбирается по максимально возможному току который может протекать через него и равен номинальному току одной секции шин:
По [1] выбираем секционный выключатель типа:
ВВЭ-10-20630У3 (выключатель вакуумный с электромагнитным приводом) с номинальными данными:
Uном=10 кВ Umax=12 кВ Iном=630 А Iоткл.=20 кА iпред.сквоз.=52 кА (наибольший пик) Iтерt=203 кАс собственное время отключения (с приводом)=0055 с собственное время включения (с приводом)=03 с. цена 37000 руб.
Проверка секционного выключателя по термической стойкости производится аналогично вводному.
Данные по выбору заносим в табл. 11.6.
Таблица 11.6. Выбор секционного выключателя ГПП
Выбираем выключатели на линию ГПП-РП. Т.е. для РП этот выключатель является вводным.
В случае аварии максимальный ток на одну линию при отключении второй:
где =7022 кВ·А - суммарное общее значение мощности РП.
По [1] выбираем вакуумный выключатель типа:
ВВЭ-10-20630У3 (выключатель вакуумный с электромагнитным приводом) и номинальными данными:
Uном=10 кВ Umax=12 кВ Iном=600 А Iоткл.=20 кА iпред.сквоз.=52 кА (наибольший пик) Iтерt=203 кАс собственное время отключения (с приводом)=0055 с собственное время включения (с приводом)=03 с. масса = 165 кг цена 37400 руб.
Проверка отходящего выключателя по термической стойкости производится аналогично вводному.
Данные по выбору заносим в табл. 11.7.
Таблица 11.7. Выбор выключателя на отходящую линию до РП
Выбираем секционный выключатель РП.
В случае аварии максимальный ток через секционный выключатель будет:
Данные по выбору заносим в таблицу 11.8.
Таблица 11.8. Выбор секционного выключателя РП
Выключатели на отходящие линии ГПП и РП выбираем одинакового типа с целью удобства оперативной замены в случае аварии и формирования складского резерва. Номинальный ток ток КЗ для всех отходящих линий много меньше тока любого секционного выключателя (ГПП или РП) для которых мы уже выбрали выключатели с минимальным в ряду номинальным током потому выключатель ВВЭ-10-20630У3 подойдет для всех отходящих линий.
Выбор выключателей на отходящие линии сведем в таблицу 11.9.
Таблица11.9. Выбор выключателей отходящих линий.
5. Выбор трансформаторов тока и напряжения со стороны 10 кВ
5.1. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Для контроля за состоянием изоляции сети замера межфазного и фазного напряжения сети отвода в землю статических зарядов линии питания приборов защиты сигнализации в электрических сетях с изолированной нейтралью примем трехфазный пяти-стержневой трансформатор напряжения по [1] типа: НАМИ-10 с номинальными данными: Uвн=10 кВ Uнн=(100100:3) В Sном=200 В×А (при Кт=10) цена 2900 руб.
За номинальную мощность Sном.тр принимают мощность всех трех фаз для трансформаторов соединенных по схеме звезды с компенсирующей обмоткой. Такое соединение компенсирует угловую погрешность трансформатора и тем самым повышает его точность. Перечень устанавливаемых приборов их количество и мощность измерительных обмоток в соответствии с [2] приведем в таблице 11.10. для ГПП и в таблице 11.11. для РП. На ГПП трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции как и на РП.
Таблица 11.10. Приборы подключаемые к трансформатору напряжения на шинах ГПП (на одну секцию)
Наименование прибора
Мощность прибора В×А
Количество приборов шт.
Вольтметр электромагнитный
Ваттметр ферродинамический
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Таблица 11.11. Приборы подключаемые к трансформатору напряжения на шинах РП
Технические данные и условия выбора трансформатора сведем в табл. 11.12.
Таблица 11.12. Выбор трансформатора напряжения НАМИ
Для защиты трансформаторов напряжения НАМИ-10 используем предохранители. Плавкие предохранители должны отвечать следующим требованиям:
где — номинальный ток плавкой вставки предохранителя.
По табл. 5.4. [1] принимаем предохранители типа ПКН001-10У3.
5.2. Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформатора тока сводится к определению допустимой нагрузки на вторичной обмотке при которой погрешность по току ТТ не будет превышать 10%. Трансформаторы тока будем выбирать по току в нормальном режиме. Перечень устанавливаемых приборов их количество и мощность измерительных обмоток в соответствии с [2] приведем в табл. 11.13.
Таблица 11.13. Приборы подключаемые к трансформаторам тока
Наибольшая нагрузка от приборов приходится на фазу А по ней и произведем выбор трансформаторов тока.
По току вводного выключателя (IМАХ=1232 А) принимаем к установке по табл.5-9 [1] трансформатор тока ТЛК-10-3 с номинальными данными: Uном=10 кВ Iном1=1500 А Iном2=5 А с двумя сердечниками: первый с номинальной нагрузкой Sн=10 Ом в классе точности 05 предназначенного для включения измерительных второй - Sн=10 Ом для питания релейной защиты. Трансформаторы устанавливаем в фазы А и С по схеме неполной звезды.
Расчетная мощность на вторичной обмотке ТТ определяется как:
S2расч=Sприб+I22н×(Rконт+Rпров ) (11.9)
где Rконт=007 Ом – принятое сопротивление контактов приборов;
Rпров - сопротивление проводов в цепях измерениях.
где r=00283 Ом×мм2м – удельное сопротивление алюминиевых проводов;
S=25 мм2 - наименьшее допустимое сечение алюминиевых проводов по механической прочности.
S2расч=56+52×(007+01)=985 В×А.;
S2н=10 В·А³ S2расч=985 В·А – условие выполняется.
Данные по выбору и проверке ТТ сведем в табл. 11.14.
Таблица 11.14. Трансформатор ТЛК-10-3 -15005 (вводной)
Технические данные ТТ
Выбор трансформатора тока на секционный выключатель производим аналогично. Расчеты сведем в табл. 11.15.
Таблица 11.15. Трансформатор тока ТЛК-10-3 -10005 (секционный)
Расчеты и выбор трансформаторов тока для отходящих линий ГПП произведем аналогично. Результаты сведем в табл. 11.16.
Таблица 11.16. Выбор трансформаторов тока отходящих линий потребителей ГПП и РП.
6. Выбор трансформаторов собственных нужд на ГПП и РП.
Для питания освещения вентиляции отопления управления выключателями устанавливаем по трансформатору собственных нужд (ТСН) типа ТНЗ на каждой секции ГПП с защитой предохранителями типа ПКТ101-10-10-315У3 с данными: Uном=10 кВ Umax=12 кВ Iном=10 А Iном.откл.пр.=315 кА.
Выбор мощности трансформатора СН осуществляется по методике описанной в [13]. Нагрузку собственных нужд по ГПП приведем в табл. 11.17.
Таблица 11.17 Нагрузка собственных нужд ГПП.
Установленная мощность
Расчетная мощность нагрузки ТСН ГПП:
где kс=08 – усредненный коэффициент спроса электроприемников.
Тогда мощность ТСН: кВ·А.
Выбираем ТСН типа: ТНЗ-12510 с Sном=125 кВ·А.
Для защиты ТСН по табл. 2.85. [5] принимаем предохранители типа ПКТ101-10-10-315У3. Условия выбора предохранителя сведем в табл.11.18.
Таблица 11.18. Выбор предохранителей для ТСН ГПП
Для питания освещения вентиляции отопления управления выключателями устанавливаем по трансформатору собственных нужд (ТСН) типа ТНЗ на каждой секции РП с защитой предохранителями типа ПКТ101-10-32-315У3 с данными: Uном=10 кВ Umax=12 кВ Iном=32 А Iном.откл.пр.=315 кА.
Выбор мощности трансформатора СН осуществляется по методике описанной в [13]. Нагрузку собственных нужд по РП приведем в табл. 11.19.
Таблица 11.19. Нагрузка собственных нужд РП.
*-повышение потребления электоэнергии в районах Крайнего Севера (10-50%)×Робщ
Расчетная мощность нагрузки РП:
Выбираем ТСН типа: ТНЗ-4010 с Sном=40 кВ·А.
Для защиты ТСН по табл. 2.85. [5] принимаем предохранители типа ПКТ101-10-32-315У3. Условия выбора предохранителя сведем в табл.11.20.
Таблица 11.20. Выбор предохранителей для ТСН

023_Спецчасть1.doc

16. АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ В СЕТИ 35 кВ НОРИЛЬСКОЙ ТЭЦ-1
Анализ выполнен на основании осциллограмм регистраторов «Бреслер- 0104» и данных о работе устройств релейной защиты сети 35 кВ Норильской ТЭЦ-1 в период с октября 2004г. по декабрь 2006г.
ТЭЦ-1 обеспечивает покрытие тепловых и электрических нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Выдача мощности станции в энергосистему осуществляется на напряжении 35 и 110 кВ. Норильская ТЭЦ-1 с 1943г. по 1969 г. была единственным источником электроснабжения горно-металлургического комбината и г. Норильска.
Главная схема электрических соединений станции выполнена на три напряжения: 635110 кВ. К шинам 35 кВ через трансформаторы 635 кВ подключены семь генераторов мощностью по 25 МВт каждый. Распредустройство 35 кВ закрытого типа (ЗРУ) выполнено по схеме две системы сборных шин: рабочая (РСШ) которая состоит из трех секций и резервная (трансферная ТСШ). Между секциями установлены секционные выключатели между Iс и IIс последовательно с выключателем установлен токоограничивающий реактор для ограничения токов к.з. Сеть выполнена с компенсированной нейтралью. Для компенсации токов однофазного замыкания применяются дугогасящие реакторы типа ЗРОМ-35-550 установленные один на рабочей и один на трансферной системах шин. Ток однофазного замыкания в ремонтных схемах сети 35 кВ достигает 16 А.
От ЗРУ-35 кВ станции по 12 радиальным ВЛ-35 кВ обеспечивается электроснабжение следующих потребителей: водозабор «Ергалах» рудники «Заполярный» и «Медвежий ручей» Никелевый завод городские районы г. Норильска водозабор на реке Норилка профилакторий и аэропорт «Валек».
В ЗРУ-35 кВ установлены 46 выключателей типа У-35-2500 и МКП-35-1500. ВЛ-35 кВ обеспечивающие связь потребительских ГПП с шинами 35 кВ станции. Воздушные линии на 70% выполнены на деревянных опорах со сроком эксплуатации 50 и более лет. Примерно 30% ВЛ-35 кВ выполнены на металлических опорах в одноцепном и двухцепном исполнении. Общая протяженность сети 35 кВ в одноцепном исполнении составляет 140 км. Блочные трансформаторы 635 кВ и трансформаторы связи с системой находятся в эксплуатации более 40 лет вместе с выключателями и разъединителями морально и физически устарели. Большая часть изоляции сети 35 кВ выработала все нормативные сроки и требует замены.
В соответствии с ПУЭ рассматриваемая сеть выполнена с компенсацией емкостных токов при помощи дугогасящих реакторов ЗРОМ-550. Считалось что такое решение применяемое в отечественной практике должно обеспечивать надежное электроснабжение потребителей в режиме однофазного замыкания. Зарубежный и отечественный опыт показал что применение дугогасящих реакторов со ступенчатой компенсацией не обеспечивает необходимой надежности электроснабжения. Недостатки такой схемы: в режиме однофазных дуговых замыканий возникает смещение нейтрали и эскалация перенапряжения применение нелинейных ограничителей перенапряжения (ОПН) с глубоким уровнем ограничения невозможно при появлении перенапряжений возникают явления феррорезонанса в трансформаторах напряжения.
Итогом работ многих авторов и проведения всероссийских конференций по вопросам перенапряжения и режимов заземления нейтрали в г. Новосибирск явилось изменение пункта 1.2.16 ПУЭ который с 1 января 2003 г. допускает заземление нейтрали через активные резисторы т.е. в настоящее время возможно выполнение таких сетей следующим образом:
- нейтраль изолирована при токах однофазного замыкания менее 10 А;
- нейтраль заземлена через дугогасящий реактор при токах более 10 А;
- нейтраль заземлена через активный резистор;
- нейтраль заземлена через реактор и активный резистор включенные параллельно.
Какой из возможных способов следует применить об этом ПУЭ умалчивает. В настоящей работе на основании анализа аварийности сети сделана попытка выбрать наиболее подходящий из возможных вариантов.
В период с октября 2004 г. по декабрь 2006 г. анализировалась работа устройств релейной защиты и осциллограммы записанные регистратором «Бреслер- 0104» в сети 35 кВ особое внимание уделялось случаям возникновения однофазных замыканий и переходу их в многофазные т.е. повреждениям изоляции в результате перенапряжений. Результаты анализа представлены в таблице 16.1.
Таблица 16.1. Данные аварийных отключений в сети 35 кВ.
Количество случаев в %
Откл. систем шин 35 кВ
Однофазных к.з. всего
Однофазных к.з. перешедших в многофазные
от однофазных к.з. всего
Однофазных к.з. отключенных вручную
Из таблицы видно что общее количество случаев возникновения однофазных замыканий в рассматриваемой сети составило 38 % остальные повреждения являлись многофазными и были отключены устройствами релейной защиты. Из общих 29 случаев однофазных повреждений изоляции в 16 случаях (55 %) персонал вручную определил место повреждения и отключил поврежденное присоединение в 13 случаях (45 %) однофазные замыкания как правило дуговые перешли в многофазные повреждения и были также отключены устройствами релейной защиты. Таким образом видно что в 45 % случаев возникновения однофазных замыканий преимущество сети как сети с компенсированной нейтралью не реализовано т. е. потребитель был аварийно отключен. Такой высокий процент объясняется двумя обстоятельствами: изношенностью изоляции и неточной настройкой реактора со ступенчатым регулированием.
В действительности количество однофазных замыканий перешедших в многофазные больше чем представлено в таблице объясняется это тем что не все отключения линий сопровождались пусками регистратора «Бреслер» а также тем что в ряде случаев момент перехода просто не записан но имел место со слов персонала. Такие случаи в результаты обработки вошли как междуфазные замыкания.
Для иллюстрации сказанного приведены четыре осциллограммы рисунках 16.1 – 16.4 из 13 записанных регистратором «Бреслер». На осциллограммах представлены (сверху вниз): напряжения по фазам на шинах 35 кВ электростанции ток подпитки к.з. от одного из присоединений при многофазном повреждении и ток через реактор ЗРОМ.
Рисунок 16.1. Осциллограмма напряжений фаз А В С на 1 секции РСЩ 35 кВ ток двухфазного замыкания одного из присоединений ток реактора ЗРОМ. 03.03.2005г. 21час 15мин
На рисунке 16.1. показан момент перехода однофазного дугового замыкания возникшего на фазе С (повреждения опорного изолятора третьей секции РСШ) в двухфазное и отключение третьей секции дифференциальной защитой.
Рисунок 16.2. Осциллограмма напряжений фаз А В С на 1 секции РСШ 35 кВ ток трехфазного замыкания одного из присоединений ток реактора ЗРОМ. 03.10.2005г. 9час 59мин.
Рисунок 16.3. Осциллограмма напряжений фаз А В С на ТСШ 35 кВ ток двух а затем трехфазного замыкания одного из присоединений ток ректора ЗРОМ. 04.10.2005г. 15час 51мин.
На рисунке 16.2. показан момент возникновения однофазного замыкания на фазе А воздушной линии 38 Ц переход в двухфазное а затем в трехфазное замыкание и отключение поврежденной линии токовой отсечкой
На рисунке 16.3. показан момент возникновения однофазного дугового замыкания на воздушной линии 6Ц переход этого замыкания в двух а затем трехфазное с последующим отключением линии токовой отсечкой.
Рисунок 16.4. Осциллограмма напряжений фаз А В С на 1 секции РСШ 35 кВ ток двухфазного замыкания одного из присоединений ток реактора ЗРОМ. 14.12.2006г. 2часа 41мин.
На рисунке 16.4. показан момент перехода однофазного замыкания на фазе А в двухфазное замыкание между фазами В и С на ошиновке первой секции 35 кВ с последующим отключением первой секции дифференциальной защитой шин. Этому повреждению предшествовало несколько однофазных дуговых замыканий на ВЛ-8Ц. В результате возникшего перенапряжения произошло двухфазное замыкание в кабельной разделке 35 кВ и на вводных изоляторах выключателя 35 кВ в зоне действия дифференциальной защиты шин.
Все приведенные случаи аварийных ситуаций начинаются с однофазных замыканий. Возникающие при этом перенапряжения не фиксируются регистратором «Бреслер» поскольку частота дискретизации представленных осциллограмм составляет 600 Гц что явно недостаточно для записи переходных процессов такого рода. Кроме этого трансформаторы напряжения типа ЗНОМ – 35 установленные на шинах 35 кВ имеют достаточно большую индуктивность и ограничивают полосу пропускания. На представленных осциллограммах видны только установившиеся значения перенапряжений на «здоровых» фазах сети но во всех случаях началом аварийной ситуации является однофазное замыкание.
Вывод. На основании анализа полученных данных можно утверждать что рассматриваемая сеть не обеспечивает необходимой надежности электроснабжения и требует реконструкции. С учетом изменений ПУЭ следует изменить схему заземления нейтрали сети например установив активные резисторы параллельно существующим дугогасящим реакторам и применить для ограничения перенапряжений ОПН с глубоким уровнем ограничения перенапряжений. Для рассматриваемой сети наиболее подходит вариант высокоомного резистора поскольку такое решение более дешевое не требующее реконструкции устройств релейной защиты и сохраняет преимущества сети с изолированной нейтралью. Демонтаж установленных реакторов нецелесообразен поскольку дугогасящие реакторы имеют достаточно большой ресурс и функцию ограничения однофазных токов выполняют.
Заземляющий резистор включаемый параллельно реактору должен выполнять следующие функции:
а) ограничивать перенапряжения;
б) не мешать функциональности реактора.
Исходя из приведенных условий величину сопротивления резистора выберем равной отношению фазного напряжения к току недо- перекомпенсации при замыкании на землю что показывают соотношения (16.1-16.2).
Результаты такого выбора приведены на листе 7 графической части проекта.

доклад.doc

Уважаемые члены государственной аттестационной комиссии темой моего дипломного проекта является электроснабжение дробильного цеха обогатительной фабрики.
Предприятие расположено в 3 км от источника питания на отдельной промышленной площадке. Основное назначение цеха – предварительное дробление руды для последующего цикла обогащения..
Электроснабжение цеха осуществляется от главной понизительной подстанции которая в свою очередь получает питание от источника питания по 2-хцепной линии 110 кВ выполненной сталеаллюминиевыми проводами.
В проекте осуществлен выбор оптимального напряжения на шинах ГПП и РП по формуле Вейкерта это напряжение немногим более 8 кВ в итоге принято стандартное значение 10 кВ.
Завод разделен на две технологически идентичных линии с симметричным расположением технологического оборудования которые тем не менее имеют промежуточные поперечные связи для возможного вывода в ремонт разных участков обеих линий. Основными высоковольтными объектами электроснабжения являются асинхронные двигатели 1000 1250 и 1600 кВт приводящие дробилки разных стадий дробления и синхронные двигатели 500 кВт приводящие систему приточной вентиляции и пылеулавливания.
Нагрузка до 1 кВ состоит в основном из асинхронных двигателей на напряжение 066 кВ приводящих установки грохочения систему транспорта цеховые краны и запитана от 3 двухтрансформаторных подстанций каждая из которых выполнена на двух трансформаторах мощностью 1000 кВ*А.
Остальная же часть потребителей вместе с сетями освещения получают питание от 2-хтрансформаторной подстанции выполненной на трансформаторах мощностью 1000 кВА на напряжение 038 кВ.
Был произведен расчет Центра электрических нагрузок. Так как ЦЭН пришелся на территорию предприятия а положение ГПП изменить т.е. приблизить к ЦЭН нельзя из-за специфики предприятия то был выполнен РП возможно ближе к ЦЭН.
Количество ЦТП и их мощность определялись по методу коэффициента распределения нагрузки и в ходе расчетов для компенсации расхода реактивной мощности не изменилось при этом предполагалось что нагрузка до 1 кВ распределена равномерно.
В дипломе рассчитаны эл. нагрузки методом коэффициента спроса. Для обеспечения требуемого Норильской энергосистемой cosφ=093 была проведена компенсации реактивной мощности. На низкой стороне ЦТП были устанвлены БК в количестве 6 штук мощностью 105 квар каждая. На шинах ГПП и РП были установлены компенсирующие устройства с автоматической подстройкой общей мощностью 3 Мвар при этом коэффициент нагрузки получился равен 0941.
Для обеспечения безопасности при выводе в ремонт ЛЭП предусмотрена установка разъединителей с заземляющими ножами в обе стороны и блокировкой привода разъединителя с приводами заземлений.
На ГПП установлены 2 тр-ра мощностью 16 МВА. Для повышения надежности электроснабжения применено секционирование шин ГПП и РП с использованием устройств АВР.
ТСН запитаны до вводных выключателей и защищены предохранителями.
Для обеспечения выбора проводников и коммутационного эл.оборудования а также же для расчета уставок средств релейной защиты в дипломе был произведен расчет ТКЗ. Расчет ТКЗ производился в характерных точках СЭС в максимальных и минимальных режимах. Результаты расчетов сведены в таблицу. Производилась проверка кабельных линий на устойчивость к токам КЗ.
Распределительные ячейки установлены типа К-63 Самарского завода электрощит.
По требованию ПУЭ был произведен выбор функционального объема релейной защиты основного электрооборудования необходимой автоматики и телемеханики функции РЗ приведены в соответствующих ячейках.
Для питания измерительных приборов и средств релейной защиты по максимальному длительному послеаварийному расчетному току электрооборудования был произведен выбор измерительных трансформаторов тока.
Для подключения счетчиков активной и реактивной мощности вольтметров а также для контроля состояния изоляции в каждой секции был установлен трансформатор напряжения.
На чертеже также указаны типы питаемого оборудования типы применяемых для этого шкафов выключателей их приводов коэффициентов трансформации тр-ров тока типы защитных предохранителей и ограничителей перенапряжения марки и сечения отходящих кабелей.
Конструкция ГПП выполнена в сборном железобетонном здании представляющим собой два этажа ЗРУ 110 кВ на втором этаже и ЗРУ 10 кВ на первом.
Ячейки с силовым оборудованием располагаются в отдельном помещении в один ряд с соблюдением всех норм расстояний между ячейками и стенами ГПП. Рядом расположена щитовая в которой установлены щиты управления. В качестве оперативного тока применен выпрямленный ток получаемый от ЗВУ ОЛЬДАМ ФРАНС при аварии – от аккумуляторной батареи. ЗВУ запитано от ЩСН.
На первом этаже также располагаются помещения силовых тр-ров с маслоприемными ямами. В нейтрали каждого трансформатора установлен ОПН и ЗОН.
Для обеспечения электробезопасности на территории предприятия был произведен расчет напряжения на заземляющем устройстве и напряжения прикосновения. Полученные расчетные значения не превышают нормируемых величин.
Для уменьшения напряжения шага и прикосновения полы на ГПП металлические.
Кроме того в качестве молниезащиты на ГПП применен грозоразрядный трос уходящий со здания на опоры линии.
В дипломе также осуществлен расчет уставок защит асинхронного электродвигателя 1600 кВт. Защита двигателя реализована на базе блока цифровой релейной защиты SEPAM - 2000.
Для АД предусмотрены защиты от многофазных замыканий на линейных выводах и в обмотке статора однофазных замыканий на землю на линейных выводах и в обмотке статора токов перегрузки понижения напряжения.
На листе показаны также схемы подключения SEPAM к ТТ и ТН цепи управления выключателем цепи питания электромагнита включения и цепи сигнализации.
На листе 7представлены технико-экономические показатели проекта.
Был спланирован объем технического обслуживания по видам работ и по результатам составлен план-график на год.
Используя объем технического обслуживания была рассчитана численность работников электрохозяйства и спланирован фонд оплаты труда.
На базе закупочной цены электроэнергии была рассчитана себестоимость электроэнергии для данного конкретного предприятия с учетом стоимости услуг электрохозяйства в которую вошли:
– стоимость электроэнергии потребляемой предприятием за год;
– годовой ФОТ всего персонала;
– амортизационные отчисления от стоимости оборудования установленного на предприятии;
– стоимость материалов расходуемых на текущий ремонт и обслуживание электрооборудования;
– прочие годовые расходы
В спецчасти проекта был выполнен анализ аварийности сети 35 кВ ТЭЦ-1 с точки зрения опасности однофазных дуговых замыканий на землю для надежности электроснабжения.
Сеть 35 кВ является сетью с компенсированной нейтралью т.е. в выведенной нейтрали стоит реактор компенсирующий емкостной ток замыкания на землю.
В результате анализа было определено что 45% всех однофазных дуговых замыканий не отключенных вручную (защита работает на сигнал) пререшли в многофазные. Следовательно надежность электроснабжения неудовлетворительная.
Одной из причин является ухудшение изоляции вследствие ее чрезмерного износа.
Другой причиной является недо- или перекомпенсация тока замыкания на землю вследствие ступенчатого регулирования индуктивности реактора. ОПН установить нельзя потому что переходный процесс получается длительным порядка секунды из-за колебательного контура образованного емкостью фазы относительно земли и индуктивностью реактора и ОПН не проходит по рассеиваемой мощности. Так как перенапряжения достаточно большие до 35Uф то пробой происходит несколько раз и в итоге приводит к многофазным замыканиям.
Один из способов решения этой проблемы – установка параллельно реактору в нейтрали высокоомного резистора с целью ограничения перенапряжений и уменьшения длительности переходного процесса. Причем резистор должен выбираться в зависимости от нескомпенсированного тока тогда общий ток замыкания будет примерно в корень из 2-х раз больше чем при индуктивном заземлении нейтрали. В итоге уже через 1-2 периода переходный процесс завершается и напряжения фаз принимают свои нормальные значения. Кроме того напряжение при переходном процессе не превышает 21 Uф за счет того что часть нескомпенсированного тока стекает через резистор. Все это позволяет использовать ОПН т.к. суммарная энергия рассеяния на нем будет меньше на 2 порядка.
Теоретически этот комплекс мер должен увеличить надежность электроснабжения.
От себя добавлю что в последнее время на рынке появились реакторы малой мощности с плавной подстройкой плунжерного типа и малым временем действия этой подстройки за счет использования микропроцессорных управляющих систем. Их назначение - включение параллельно реактору со ступенчатым регулированием для полной компенсации токов замыкания на землю. В среднем цена такого реактора в 3-5 раз превышает цену резистора. Поэтому для модернизации сети 35 кВ в Норильском пром. районе все же предпочтительнее резистор если конечно сеть 35 кВ не собираются ликвидировать.
У меня все если есть вопросы – готов попытаться ответить на них.

А1_02 Схема электроснабжения.dwg

Электроснабжение МЦ-1
схема электроснабжения
обогатительной фабрики

А1_05 РЗА.dwg

Таблица распределения "ЦВЕТ-ТОЛЩИНА ЛИНИИ
ИДЕНТИЧНОСТЬ ПОДЛИННИКА И ФАЙЛА ПОДТВЕРЖДАЮ
Технико-экономические
завода по производству меди
Перечень электрооборудования
нулевой последовательности
Выключатель автоматический
Арматура сигнальной лампы
обогатительной фабрики
Релейная защита асинхронного
двигателя Р=1600 кВт
Защита от замыканий на землю
Защита минимального напряжения

А2_06 Эк.dwg

потребляемая за год ( с потерями )
Максимльная нагрузка цеха ( с потерями )
Производительность труда
Суммарные годовые затраты
Амортизационные отчисления
Фонд оплаты труда персонала
Численность ИТР цеха
Компенсирующие установки
Себестоимость 1 кВт ч электроэнергии
Балансовая стоимость основных фондов
Численность ремонтного персонала цеха
Численность эксплуатационного персонала цеха
Стоимость эл.энергии
потребляемой цехом за год
Экономические показатели
Максимальная нагрузка цеха
Количество силовых трансформаторов 100
Количество подстанций 100
Средневзвешенный коэффициент мощности
Технические показатели
Технико - экономические показатели
потребляемая цехом за год
Мощность трансформаторов ГПП
Потери электроэнергии
обогатительной фабрики
Технико-экономические
Средневзвешенный коэффициент мощности :
Максимльная нагрузка цеха
Технико - экономические

А1_03 Схема заполнения.dwg

Порядковый номер шкафа
Номер схемы вторичных соедин.
Коэффициент трансф-ции тр-ра тока
Трансформатор напряжения
Марка и сечение кабеля
МТЗ с комбинированным пуском по напряжению
с двумя выдержками времени
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Защита от перегрузки
Пуск АВР по напряжению
Счетчик реактивной энергии
Счетчик активной энергии
Автоматическое регулирование напряжения
Неисправность трансформатора "Т1"
Защита от повышения температуры масла в трансформаторе
Защита от понижения уровня масла в трансформаторе
Защита от перегрузки с действием на сигнал
Двухступенчатая газовая защита
Дифференциальная токовая защита
Автоматический ввод резерва
Телеизмерение напряжения
Авария на подстанции
Центральная сигнализация
Неисправность на подстанции
Понижение температуры
Защита нулевой последовательности
Защита от замыкания на землю с действием на сигнал
Устройство резервирования отказа выключателя
Защита минимального напряжения
Максимальная токовая защита без выдержки времени
Максимальная токовая защита с выдержкой времени
Автоматическая частотная разгрузка
Автоматическое повторное включение выключателя
Телеуправление МВ и телесигнализация положения МВ
Телесигнализация положения МВ
Общеподстанционная сигнализация
Защита от замыкания на землю c действием на сигнал
Защита нулевой последовательности с выдержкой времени
Защита от замыкания на землю c действием на отключение
Максимальная токовая защита с выдержкой врмени
Телесигнализация положения ВВЭ
Условные обозначения
обогатительной фабрики
Защита от асинхронного хода

А1_07 Спецвопрос.dwg

Таблица распределения "ЦВЕТ-ТОЛЩИНА ЛИНИИ
ИДЕНТИЧНОСТЬ ПОДЛИННИКА И ФАЙЛА ПОДТВЕРЖДАЮ
Технико-экономические
завода по производству меди
обогатительной фабрики
Рисунок 2. Напряжения на поврежденной (синий) и
неповрежденных (красный
Дуговые замыкания в сети 35 кВ ТЭЦ-1 при компенсации емкостных токов
Рисунок 3. Напряжение на нейтрали (синий)
Дуговые замыкания в сети 35 кВ ТЭЦ-1 при
параллельной работе резистора и дугогасящего реактора.
Рисунок 4. Напряжения на поврежденной (синий) и
Рисунок 5. Напряжение на нейтрали и ток через резистор
(красный) и ток через реактор (синий).
и ток через реактор (черный).
переходящего в двух-
а затем в трехфазное
Рисунок 1. Осциллограмма однофазного замыкания

А1_01 Ситуационный план.dwg

Рядом с двигателями указаны их инвертарные номера
На картограмме сектором выделена осветительная
Обмотки двигателей выполнены в масштабе 1:1
грануляционного шлака
Отдел печей взвешенной плавки
Отдел обеднения шлаков
Отдел обработки кварцевого песка
Отдел обработки питательной воды
Отдел обработки угля
Зона взвешенной плавки
Отдел охлаждения газов
Условные обозначения
Трансформаторная пст (ТП)
Распределительный пункт (РП)
- осветительная нагрузка 0.4 кВ
- потери цеховых трансформаторов
кабельная эстакада 10 кВ
- распределительный пункт (РП-516П)
- двухтрансформаторная пст.
- однотрансформаторная пст.
Столярная мастерская
Наименование объекта
Двигатели АД-500 кВт
Пром. склад готовой продукции
Ремонтные мастерские
Двигатели АД-1600 кВт
обогатительной фабрики
-Трансформаторная пст (ТП)
-Распределительный пункт (РП)
-Кабельная эстакада 10 кВ
Двигатели АД-1250 кВт
Двигатели АД-1000 кВт
Двигатели СД-500 кВт
- Установка грохочения

А1_04 ГПП.dwg

Электроснабжение МЦ-1
Разъединитель 110 кВ
Ограничитель перенапряжений
Трансформатор напряжения 110 кВ
Выключатель элегазовый
Трансформатор силовой
обогатительной фабрики
Конструктивное исполнение
Аккумуляторная батарея
Щит постоянного тока
Трансформатор собственных нужд
Щит собственных нужд

008_ПредвРасчНагр.doc

3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Одним из основных этапов проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы оборудования.
В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:
установленной мощности и коэффициенту спроса;
средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней
(статистический метод);
средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;
средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных
Вторая группа включает в себя методы расчета по:
удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени; удельной нагрузке на единицу производственной площади.
Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов.
В данном дипломном проекте был применен метод расчета по установленной мощности и коэффициенту спроса.
1. Расчет электрических нагрузок на стороне 04 кВ
Расчетные нагрузки электроприемников определяем по методу коэффициента спроса. Он используется при отсутствии графиков нагрузок и используется для предварительного определения общезаводских нагрузок.
Для того чтобы использовать данный метод необходимо знать установленную мощность РНОМ группы электроприемников коэффициенты мощности φ и спроса КС данной группы определяемые по справочным материалам.
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяем по формулам:
где KС - коэффициент спроса данного электроприемника определяемый по справочным данным [5];
РНОМ - номинальная паспортная мощность электроприемника определяется в исходных данных.
соответствует данной группы электроприемников;
Расчет электрической нагрузки 04 кВ:
Принимаем коэффициент спроса равным 071 так как режим работы предприятия трехсменный.
2. Расчет электрических нагрузок на стороне 066 кВ
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяем по формулам (3.1-3.3) аналогично расчету нагрузки 04 кВ.
Расчет электрической нагрузки 066 кВ:
Принимаем коэффициент спроса равным 073.
3. Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ
Расчетная нагрузка группы однородных электроприёмников определяется по формулам [5]:
где KС - коэффициент спроса данного электроприемника определяемый по справочным данным [5]; РНОМ - номинальная паспортная мощность электроприемника определяется в исходных данных; n - количество приемников одинаковой мощности.
где соответствует данной группы электроприёмников.
Расчет электрических нагрузок двигателя ДАЗО4-560Ук-4УХЛ расположенных на участке крупного дробления:
Принимаем коэффициент спроса равным 085:
Расчет электрических нагрузок остальных потребителей на стороне 10 кВ производим аналогичным способом. Результаты расчетов сводим в табл. 3.2.
Таблица 3.2. Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ.
Наименование участка цеха
Участок крупного дробления
Участок среднего дробления
Участок мелкого дробления
Участок вентиляции и пылеулавливания

014_ ВЛ и КЛ.doc

9. ВЫБОР И РАСЧЕТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПИТАЮЩИХ ГПП И ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ ЦЕХА
1. Выбор марки и сечения питающих линий
Выбор сечения питающей ВЛ производим в нормальном режиме работы энергосистемы а проверку по условиям аварийного и послеаварийного режима т.е. когда одна из линий отключена и питание всей ГПП осуществляется от одного ввода.
Выбор производим по экономической плотности тока.
нагреву длительно допустимым (рабочим) током;
нагреву кратковременным током КЗ;
потерям напряжения в нормальном и аварийном режимах;
механической прочности;
Исходя из номинальной нагрузки и выбранных значений номинального напряжения рассчитываем значения рабочего тока для линий высокого напряжения по формуле:
где SТР – номинальная полная мощность трансформатора ГПП;
Кз - коэффициент загрузки трансформаторов.
По величине номинального тока и экономической плотности тока определяем сечение проводов линий высокого напряжения.
где — экономическая плотность тока для алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки [2].
По справочным данным [2] выбираем провод АС-7011; допустимый продолжительный ток Iдоп=265А.
Проверим данное сечение по длительно допустимому току ( IMAX Iдоп ):
При отключении одной из параллельных ветвей:
IMAX=1757 А Iдоп=265 А.
Проверка сечения на электродинамическую стойкостьк токам КЗ осуществляться не будет т.к. согласно [3] 1.4.3. на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины при I”>20 кА и провода ВЛ при iу>50 кА а в нашем случае iуд=3747кА (по табл.10.3. для точки К1) поэтому для ВЛ проверку не производим.
Проверка сечения по потерям напряжения %:
где S=224 МВ·А – максимальная мощность потребляемая ГПП (16*14 МВ·А);
UНОМ=115 кВ – номинальное напряжение по высокой стороне;
r0=042 Омкм – удельное активное сопротивление ВЛ (АС-70);
х0=0425 Омкм – удельное индуктивное сопротивление ВЛ (АС-70);
cosj=095 – средневзвешенный коэффициент мощности для ГПП.
Согласно ГОСТ 13109-98* потери напряжения не превышают 10% что допускается в послеаварийном режиме поэтому выбранное сечение проходит по данному условию;
В соответствии с данными [2] (рис. 2.5.8) по гололеду район НПР относится ко II группе для низменной и IV для гористой местности. Скоростной напор ветра на проводах и тросах ВЛ определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов и тросов. При расположении центра тяжести на высоте до 15 метров скоростной напор принимаем по рис. 2.5.1 [2]. Район по ветру для Норильска III следовательно повторяемость 1 раз в 10 лет максимально 29 мс. Согласно нормативным сочетаниям климатических условий для проектирования ВЛ по табл. 2.5.4 [2] ВЛ типа АС с сечением 70 мм2 будут находиться в нормальных условиях работы (без растяжений и обрывов);
По условиям короны согласно табл.2.5.6. [2] для напряжения 110 кВ минимальное сечение составляет 70 мм2 поэтому данное сечение по условию короны не проверяется.
Таким образом останавливаемся на первоначально выбранном проводе типа
АС-70 сечением 70 мм2 с продолжительным допустимым током 265 А.
2. Выбор сечения кабельных линий отдельных потребителей
Выбор сечений кабельных линий произведем по экономической плотности тока с проверкой по длительно допустимому нагреву. Согласно ПУЭ экономически целесообразное сечение жилы кабеля определяется из соотношения:
где — экономическая плотность тока. Для кабелей при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 чгод [2];
— расчетный ток в нормальном режиме.
Проверку по потере напряжения проводим по формуле:
где r и x – активное и индуктивное сопротивления линии.
Приведем расчет КЛ для двигателя АД-11:
Выбираем КЛ типа АПвКаП -39516-10.
Проверим КЛ по длительно допустимому току
Потери напряжения составят:
Результаты расчетов сечения кабелей остальных электроприемников приведены в табл.9.1.
Таблица 9.1. Результаты расчёта КЛ электроприемников

010_Компенсация и окончательные нагрузки.doc

5. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТОЙСТВ
1. Расчет компенсирующих устройств в сети 069 кВ
Одним из основных вопросов решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий является вопрос о компенсации реактивной мощности.
Передача значительного количества мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения обусловленные загрузкой их реактивной мощностью и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.
Комплектные устройства выбирают для режима наибольшего потребления реактивной мощности в сети проектируемой установки. Тип мощность места установки и режим работы КУ должны обеспечивать минимум потерь активной мощности в узле нагрузки при соблюдении технических условий в частности уровня напряжения на шинах ГПП и статической устойчивости электроприемников (АД СД).
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передать через 6 трансформаторов в сеть до 1кВ определяется по формуле:
Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит:
где — расчетная реактивная нагрузка сети 069 кВ. Т.к. мощность получилась отрицательной то в дальнейших расчетах эта величина принимается равной нулю.
Дополнительная мощность низковольтных батарей конденсаторов устанавливаемых в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия:
где - расчетный коэффициент определяемый в зависимости от экономических параметров по кривым. Принимаем [3].
Суммарная мощность НБК цеха составит 06 Мвар. Т.к. распределительная сеть 069 кВ выполнена целиком кабельными линиями то установка НБК рекомендуется непосредственно у шин цеховых ТП.
Предположительная мощность БК составит:
Серия Supercompact мощность 105 квар в количестве 6 шт.
Релейные компенсаторы имеют микропроцессорные регуляторы для управления конденсаторными установками.
Таким образом фактически принятая мощность НБК составит
С учётом выбранных БК произведем расчет уточнённого К’з для выбора оптимального числа ЦТП по формуле:
Минимальное число ЦТП тогда будет равняться:
где Δn – добавочный коэффициент до целого числа.
Оптимальное число ЦТП определяется по формуле:
где по [4] - разница между Nmin и заданным числом ЦТП
Фактический коэффициент мощности cosφф и коэффициент загрузки Кз.ф с учетом компенсации реактивной мощности на стороне 069 кВ конденсаторными батареями определим по формулам:
Коэффициент мощности получается завышенным т.к. мы не учитываем потери в кабельных линиях и трансформаторах ЦТП.
2. Расчет компенсирующих устройств в сети 10 кВ
Суммарную расчетную мощность высоковольтных БК для всего предприятия определяют из условия баланса реактивной мощности
где - суммарная мощность потребляемая всеми
высоковольтными электродвигателями (с учетом генерирования Q от СД);
- суммарные потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах.
Потери мощности в цеховых трансформаторах приближенно:
DР069 = 002 × SТП = 002× 4313= 863 кВт;
DQ069 = 01 × SТП = 01× 4313= 4313 квар.
DР04 = 002 × SТП = 002× 909= 182 кВт;
DQ04 = 01 × SТП = 01× 709= 709 квар.
DР =863+182=1045 кВт
DQ = 4313+709 =5022 квар.
- мощность передаваемая через цеховые ТП;
- экономически оптимальная реактивная мощность передаваемая в рассматриваемый узел нагрузки от системы.
Система задает потребителю определенный коэффициент мощности который необходимо поддерживать на шинах ГПП. Для Норильской энергосистемы он равен 093. Исходя из максимальной активной мощности ГПП можно определить ту величину реактивной мощности которая будет передаваться предприятию.
— расчетная максимальная нагрузка ГПП;
Таблица 5.1. Уточненный расчет нагрузок
Определим коэффициент мощности на шинах ГПП:
Значение коэффициента мощности получилось несколько завышенным т.к. мы считали что синхронные двигатели генерируют максимум реактивной мощности поэтому получить необходимый cosφ можно путем регулирования тока возбуждения на этих двигателях. при котором будет обеспечиваться баланс реактивной энергии кроме того не была учтена нагрузка собственных нужд ГПП.

021_Экономика 1.doc

Таблица 15.5. План-график технического обслуживания и ремонта
Трудоем-ть всех работ чел-ч
Трудоемкость всего и в том числе слесарных работ чел.-ч
Продолжительность ремонта (простой) час
Силовые трансформаторы
ТРАНСФОРМАТОРЫ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ

Мой доклад дипломника.doc

Темой дипломного проекта является электроснабжение дробильного цеха обогатительной фабрики.
Цех располагается на отдельной промплощадке в 3 км от ближайшего источника питания.
Основное назначение цеха – предварительное дробление руды для последующего цикла обогащения.
Основными электроприемниками являются: высоковольтные синхронные двигатели мощностью 500 кВт используемые для привода системы вентиляции; высоковольтные асинхронные двигатели мощностью от 1000 до 1600 кВт используемые для привода дробилок; низковольтная нагрузка состоит в основном из асинхронных двигателей мощностью от 5 до 125 кВт используемыми для привода транспортеров кранов системы местной вентиляции и пылеулавливания освещения.
Большинство электроприемников низковольтной нагрузки относятся к 2 и 3 категории надежности и только 3% относятся к 1 группе. Это система аварийного освещения питание систем аварийного останова высоковольтных двигателей.
Расчет нагрузок производился методом коэффициента спроса результирующая мощность составила 195МВт при средневзвешенном значении коэффициента мощности 0941 но это без учета потребления собственных нужд ГПП и РП при заданном системой коэффициенте 093+-01.
Для выбора места расположения ГПП был произведен расчет центра электрических нагрузок. Поскольку расчетный ЦЭН пришелся на территорию предприятия занятую технологическим оборудованием ГПП смещаем в сторону источника питания а в цехе возможно ближе к ЦЭН располагаем РП.
ГПП питается по 2-м линиям 110 кВ протяженностью 3 км идущим от разных секций источника питания.
Для питания низковольтной нагрузки предусматриваем установку цеховых двухтрансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТСЗ-100010 в количестве 3на номинальное напряжение вторичной обмотки 066 кВ и для питания осветительной сети и ремонтной мастерской подстанцию состоящую из 2-х трансформаторов мощностью 1000 кВА на номинальное напряжение вторичной обмотки 04 кВ. Размещение цеховых ТП по территории предприятия трассы высоковольтных кабельных линий показаны на первом листе.
В качестве трансформаторов ГПП принимаем трансформаторы типа ТДН-16000110 получающие питание от двухцепной ЛЭП с проводами типа АС-70.
Для обеспечения вывода в ремонт ЛЭП без перерыва питания по стороне высшего напряжения предусматриваем перемычку с двумя разъединителями типа РНДЗ-2-110630.
Для защиты оборудования от грозовых перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений фирмы Сименс типа 3EP1-132145-40.
Для подключения измерительных приборов средств защиты устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-1-2005. И на вводах трансформатора ТВТ-110-1-2005.
Для защиты нейтрали трансформаторов ГПП в режиме разземленной нейтрали устанавливаем ограничители перенапряжений типа 3EP1-132145-40.
Для электроснабжения электроприемников предприятия используем двухступенчатую радиальную схему.
По номинальному току электродвигателей расчетному току в послеаварийном режиме работы с учетом экономической плотности тока был произведен выбор сечений кабельных линий.
Кабельные линии проверялись на потери напряжения в нормальном схемы электроснабжения максимальное значение – для двигателя АД-21 составляет 096%.
Компенсация реактивной мощности осуществляется в сети 04 кВ электроснабжения предприятия с помощью низковольтных батарей конденсаторов на стороне 10 кВ – с помощью батарей конденсаторов 10 кВ.
Для выбора коммутационных аппаратов расчета уставок срабатывания устройств релейной защиты и автоматики проверки кабельных линий и другого коммутационного электрооборудования по термической и динамической устойчивости был произведен расчет токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы системы в точках: на шинах ЗРУ-110 кВ ГПП на шинах ЗРУ-10 кВ ГПП на шинах 10 кВ РП на шинах 04 кВ ТП на линейных выводах самого мощного двигателя.
Результаты расчетов приведены в таблице.
В качестве КРУ 10 кВ принимаем шкафы типа К-63 с вакуумными выключателями типа ВВЭ-10-20.
Для подключения измерительной аппаратуры и средств релейной защиты и автоматики устанавливаем ТТ типа ТЛК 10-3. Трансформаторы тока выбираем по расчетному току нагрузки и проверяем на динамическую и термическую устойчивость к токам КЗ.
Для питания собственных нужд ГПП устанавливаем ТСН мощностью 125 кВА типа ТСЗ-12510.
Для защиты от замыканий на землю предусматриваем установку трансформаторов тока нулевой последовательности типа ТЗЛ-10.
Контроль за состоянием изоляции осуществляем также с помощью обмотки трансформатора напряжения собранной по схеме разомкнутого треугольника. УКИ работает на сигнал.
Для защиты электрооборудования подстанции от коммутационных перенапряжений на каждую секцию устанавливаем ограничители перенапряжения типа ОПН-1011510.
В соответствии с требованиями ПУЭ был определен объем релейной защиты и автоматики всего основного электрооборудования показанный в соответствующих ячейках РП. Например для асинхронного двигателя это защиты: защита от межфазных КЗ защита от токов перегрузки защита минимального напряжения защита от замыканий на землю; автоматика: АЧР; сигнализация: ТС; измерения: учет расхода активной энергии амперметр.
На следующем листе представлена схема конструктивного выполнения ГПП.
Ячейки 10 кВ располагаем в один ряд в отдельном помещении с соблюдением всех необходимых расстояний между рядами ячеек и между ячейками и стенами РП и с количеством выходов из помещения ЗРУ-10 не менее 2-х.
Высоковольтное электрооборудование располагаем на 2-м этаже в распределительном устройстве 110кВ.
Щит управления вводными и секционным выключателями располагаем в центре подстанции для кратчайшего доступа из любой части подстанции. Для отходящих ячеек предусмотрено только местное управление.
Для питания зарядно-выпрямительных устройств сети освещения и прочих потребителей в отдельных камерах устанавливаем 2 ТСН от которых запитаны шины ЩСН.
Для питания оперативных цепей и цепей соленоидов а так же постоянного подзаряда аккумуляторной батареи устанавливаем зарядно-выпрямительные устройства фирмы Ольдам Франс питающие шины ЩПТ.
В отдельных камерах располагаются силовые трансформаторы.
Для обеспечения электробезопасности:
- полы в электроустановках выполняем металлическими;
- по периметру РП прокладываем металлическую шину заземления к которой присоединяем все металлоконструкции и корпуса электрооборудования;
- на крыше РП укладываем заземляющую сетку соединенную двумя заземляющими полосами с заземляющим устройством ГПП.
В проекте был произведен расчет релейной защиты асинхронного двигателя 1600 кВт выполненной на основе блоков цифровой защиты Sepam -2000.
В качестве основной защиты от межфазных КЗ принимаем отсечку с уставкой 3913 А и выдержкой 0.
В качестве защиты от токов перегрузки принимаем МТЗ с уставкой 84 А и выдержкой 12 сек.
Защита от минимального напряжения имеет уставку 70 В и выдержку 05 сек.
Защита от замыканий на землю имеет уставку 317 А и выдержку 2 сек.
На данном чертеже показана однолинейная схема питания двигателя трансформаторы тока показаны шинки трансформатора напряжения цепи питания электромагнита включения выключателей схема подключения Сепам к шинкам управления и сигнализации внутренняя схема управления выключателя.
В экономической части проекта был произведен расчет основных технико-экономических показателей результаты которого представлены на чертеже. Себестоимость электроэнергии для данного предприятия составила 0522 рубкВт*ч при закупочной стоимости электроэнергии 048 рубкВт*ч.
Темой спецчасти проекта является анализ аварийности в сети 35 кВ Норильской ТЭЦ-1.
От ТЭЦ-1 по сети 35 кВ питаются водозаборы Ергалах и Норильский рудники Заполярный и Медвежий ручей городские районы Норильска Никелевый завод профилакторий и аэропорт Валек.
Сеть выполнена с компенсированной нейтралью для компенсации токов однофазного замыкания применяются ДГР типа ЗРОМ-35-550. Ток однофазного замыкания в ремонтных схемах сети может достигать 16 А.
Большая часть изоляции сети выработала все нормативные сроки и требует замены.
В период с октября 2004 по декабрь 2006 г анализировалась работа устройств РЗ и осциллограммы аварийных регистраторов «Бреслер-0104» в сети 35 кВ. Особое внимание уделялось случаям однофазных замыканий переходящих в многофазные (см. рисунок) т.е. повреждениям изоляции в результате перенапряжений. По результатам выборки за 2 года 38% всех повреждений составили однофазные замыкания. Из них в 55% персонал вручную определил место повреждения и отключил поврежденное присоединение в 45% случаев дуговые замыкания на землю перешли в многофазные КЗ. Причина – изношенность изоляции и неточная настройка реактора.
На рисунке представлена осциллограмма для сети с заземлением через ДГР где видны основные недостатки такого заземления: в режиме однофазных дуговых замыканий возникает смещение нейтрали и эскалация напряжения применение нелинейных ОПН с глубоким уровнем ограничения невозможно по условию термической стойкости из-за большой длительности переходного процесса.
С учетом большого износа изоляции можно сделать вывод что заземление через ДГР неэффективно и сеть не обеспечивает необходимой надежности электроснабжения.
С 1 января 2003 года ПУЭ допускает следующие варианты заземления нейтрали: при токах менее 10 А – изолированная при токах более 10 А – через ДГР активный резистор или ДГР и резистор включенные параллельно.
Осциллограмма на рисунке показана для случая параллельного включения резистора и реактора. Основные отличия от варианта с реактором: более низкие действующие значения напряжений неповрежденных фаз более быстрое затухание переходного процесса. Эти факторы снижают мощность замыкания на землю примерно на 2 порядка и позволяют установить ОПН.
При выборе резистора в зависимости от тока недо- перекомпенсации(см. формулу) он обеспечивает быстрое затухание переходного процесса при этом ток замыкания на землю увеличивается в корень из двух раз.
У меня все если у вас есть вопросы – готов попытаться ответить на них.

004 Введение.doc

Целью дипломного проекта является проектирование электроснабжения дробильного цеха обогатительной фабрики. На основании задания на дипломное проектирование исходных данных таких как краткая технологическая характеристика территориальная и климатическая характеристика характеристики электроприемников цеха и условия в помещениях цеха произведем соответствующие расчеты и примем решения по проектированию необходимых элементов системы электроснабжения которые сформируем в основные этапы проектирования.
Произведем расчет электрических нагрузок на напряжение до и выше 1000 В методом коэффициента спроса. Произведем компенсацию реактивной мощности.
По расчётным нагрузкам с учётом компенсации реактивной мощности произведем выбор трансформаторов ГПП. Производим выбор варианта исполнения ГПП схем внешнего и внутреннего электроснабжения. По результатам расчётов проектируем РП. На напряжение до и выше 1000 В выбираем для установки комплектные распределительные устройства с современным оборудованием.
Рассчитываем токи короткого замыкания в характерных точках системы электроснабжения и выбираем оборудование ГПП и РП.
Определяем необходимый объем релейной защиты автоматики и телемеханики.
Рассматриваем вопрос заземления ГПП. По результатам расчетов определяем достаточность естественного заземлителя. Так же обосновываем средства защиты электрооборудования от перенапряжений. Описываем технические и организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работ.
При проведении технико-экономического расчета находим численность эксплуатационного и ремонтного персонала необходимого для обеспечения постоянного безаварийного электроснабжения дробильного цеха и своевременного проведения ремонтов электрооборудования. Определяем технико-экономические показатели.
При проектировании используем справочные данные каталогов электрооборудования а также инструкции и правила в частности “Правила устройства электроустановок”.

011_ЦЭН и картограмма.doc

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ РАСЧЕТНОГО ЦЭН И КАРТОГРАММЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Картограмма электрических нагрузок наносится на ситуационный план цеха для определения местоположения РП и цеховых ТП. Построение картограммы нагрузок производиться на основании результатов определения расчетных нагрузок цеха исходя из условия что площадь круга картограммы в выбранном масштабе является расчетной нагрузкой цеха.
В качестве расчетной нагрузки для построения картограммы принимается активная мощность каждого электроприемника так как реактивная мощность подлежит компенсации.
Масштаб диаграммы находится из выражения:
где РР( m [кВтмм2 ]- масштаб площади круга. Для формата чертежа А1 радиус круга принимаем равным 100 мм.
Распределительная подстанция является одним из основных звеньев системы электроснабжения промышленного предприятия. Правильное размещение подстанции является основой рационального построения схемы распределения электроэнергии (снижение потерь электроэнергии расхода кабеля и провода). Выбор места расположения подстанции определяется центром электрических нагрузок архитектурно-строительными особенностями здания технологическими нормами пожарной и взрывной безопасности.
Из опыта проектирования систем электроснабжения известно что источник питания следует располагать в геометрическом центре электрических нагрузок (ЦЭН). Под ЦЭН следует понимать точку на ситуационном плане предприятия при расположении в которой источника питания (РП) затраты на сооружение и эксплуатацию сети будут минимальны.
ЦЭН промышленного предприятия в целом определяется с помощью аналитического метода сложения параллельных нагрузок. В декартовой системе координат оси наносят на план произвольно координаты ЦЭН определяются по формулам:
где РР( X(i) и Y(i) - координаты центра нагрузок i-го приемника.
Координаты центра электрических нагрузок:
Масштаб диаграммы найдем из (6.1):
Разобьем круг на составляющие с помощью формулы:

022_Экономика2.doc

15.3. Планирование объёма ремонтных работ и технического обслуживания
На основе табл. 15.3. и 15.4. рассчитываем усредненную трудоёмкость ремонтных работ по видам ремонта (КР ТР ТО) для отдельных групп электрооборудования. Данные расчёта сводим в табл. 15.6.
Таблица 16.6. Трудоёмкость ремонтных работ по видам работ
Наименование электрооборудования
Общая трудоёмкость по видам ремонта чел.-ч.
Силовые трансформаторы
Измерительные трансформаторы
Численность ремонтных рабочих по профессиям определяется в соответствии с затратами по каждому виду работ скорректированными коэффициентами выполнения норм и эффективным фондом рабочего времени. Расчётная численность ремонтных рабочих определяется по формуле:
где Т – трудоёмкость работ;
ФР.В. – эффективный годовой фонд рабочего времени;
КВ.Н.=11 – коэффициент выполнения норм.
Полученное число рабочих распределяю по разрядам. Данные сводим в табл. 15.7.
Таблица 15.7. Распределение рабочих по разрядам
Средний тарифный коэффициент рабочих
Средний тарифный коэффициент определяется как среднее арифметическое тарифных коэффициентов взвешенное по числу рабочих (работ) по формуле:
Средний тарифный коэффициент
где – тарифный коэффициент соответствующих разрядов;
– тарифная ставка первого разряда;
– число рабочих соответствующих разрядов.
Тарифная ставка рабочего 3 разряда - 2601р 4 разряда - 2993р 5 разряд - 3456р 6 разряда - 4014р. Оклад мастера – 7145р оклад старшего энергетика – 8900р.
4. Расчёт стоимости материалов складского запаса комплектующих изделий и запасных частей
Номенклатура и количество материалов необходимых для выполнения ремонтных работ по электрооборудованию рассчитываем по данным приложения 2 [28]. Расчет производим для трансформаторов эл. двигателей и кабельных линий. Результаты расчетов представлены в табл. 15.8.
Таблица 15.8. Расчет стоимости материалов
Цена за единицу тыс. руб.
Припой оловянно-свинцовый
Картон электроизоляционный
Смазка консистентная
Обтирочные материалы
Суммарная стоимость материалов необходимая для выполнения ремонтов составляет 51043 тыс. руб. Стоимость запасных частей и комплектующих материалов принимаем равной 50% от суммарной стоимости материалов т.е. равной 25522 тыс. руб. В этом случае общая стоимость всех видов материалов составит 76565 тыс. руб.
5. Организация и планирование труда и его оплаты в электрохозяйстве предприятия
Для достижения высокой производительности труда необходимо так распределить различные виды работ между ремонтным персоналом чтобы обеспечить наиболее полную загрузку их работой соответствующей уровню квалификации работников. Совмещение профессий ведет к повышению производительности труда взаимозаменяемости кадров. Также повышению производительности труда способствует рациональная организация рабочих мест кооперация методы и приемы нормирования и стимулирования рабочих мест. Под научной организацией труда понимают организацию основанную на последних достижениях техники и передового опыта.
Планирование труда персонала в электрохозяйстве сводится к составлению плана который включает в себя: планирование производительности труда планирование использование рабочего времени численности персонала а также планирование фондов оплаты труда и заработной платы. План по труду разрабатывается в соответствии с производственной программой цеха лимитами численности персонала и фондами оплаты труда.
Планирование заработной платы заключается в составлении планов фонда оплаты труда и средней заработной платы с учетом часового дневного и месячного фондов оплаты труда. Среднемесячная заработная плата определяется путем отношения планового фонда оплаты труда к среднесписочному составу рабочих предприятия.
5.1. Расчёт численности персонала электрохозяйства
Фонд времени работы оборудования и бюджет рабочего времени рабочих рассчитываем на плановый год.
Производство является непрерывным поэтому полезный фонд времени работы оборудования рассчитываем по формуле (16.5).
Все составляющие в соотношении приведены в табл. 16.8.
Таблица 15.9. Полезный фонд времени работы оборудования
Число календарных дней в году
Выходные и праздничные дни
Количество дней простоя оборудования в связи с
капитальным ремонтом
Номинальный фонд времени
Процент простоя оборудования в текущих ремонтах
к номинальному фонду
Полезный фонд времени
Длительность рабочей смены
Полезный фонд времени работы оборудования рассчитываю по формуле:
где С – количество рабочих смен в течение дня.
Бюджет рабочего времени рабочего приведен в табл. 15.10.
Таблица 15.10. Бюджет рабочего времени рабочего
Число календарных дней – К дн.
Выходные и праздничные дни – В дн.
Номинальный фонд времени – ФНОМ см.
Среднее число невыходов на одного рабочего всего ДН дн.
в том числе очередной отпуск дн.
Полезный фонд времени РД см.
Номинальная продолжительность рабочего дня ДНОМ ч.
Полезный фонд рабочего времени одного рабочего ФЭФ ч.
Коэффициент использования рабочего времени КИ
Коэффициент списочного состава КС
Полезный фонд рабочего времени рассчитывается по формуле:
Полезный (эффективный) фонд времени рабочего в часах рассчитывается по формуле:
Коэффициент использования рабочего времени:
Коэффициент списочного состава:
Списочную численность оперативного персонала определяю по формуле:
где Н – норма обслуживания на одного рабочего табл.2.1 [29]
КСМ=13-коэффициент сменности.
Списочную численность ремонтного персонала определяем по формуле:
где – коэффициент выполнения норм.
Уточненное количество дежурного и ремонтного персонала распределяем по разрядам. Результаты отражены в табл. 15.11.
Таблица 15.11. Численность дежурного эксплуатационного персонала
Средний тарифный коэф. рабочих
Дежурно-эксплуатационный персонал
Численность инженерно-технических работников (ИТР) определяем на основе штатного расписания предприятия. Должности функции и количество штатных единиц ИТР приведены в табл. 15.12.
Все ИТР работают по односменному режиму.
Таблица 15.12. Определение численности ИТР
Количество штатных единиц
5.2. Планирование фонда оплаты труда персонала электрохозяйства предприятия
Фонд оплаты труда рабочих состоит из основной и дополнительной заработной платы. В основную входят все виды оплаты за фактически выполненную работу: оплату повременных и сдельных работ различные премии и доплаты в соответствии с действующими системами оплаты труда и премирования; надбавки за вредность и опасность работы; доплаты за работу в ночное и вечернее время праздничные дни; за работу в отдельных местностях северный коэффициент и полярные надбавки.
В дополнительную заработную плату входят предусмотренные трудовым законодательством но не связанные с выполнением производственной работы виды оплаты: оплата отпусков и компенсаций за неиспользованный отпуск; оплату невыходов в связи с учебой.
Оплата труда рабочих производится по часовым тарифным ставкам. Оплата труда ИТР производится по соответствующим должностным окладам. Действует районный коэффициент 80% и северные надбавки – 80%.
Расчёт годового ФОТ рабочих и ИТР приведён в табл. 15.13. и 15.14. соответственно.
Таблица 15.13. Расчет ФОТ рабочих
Оперативный персонал
Списочная численность рабочих чел.
Эффективный фонд рабочего времени дн.
Подлежит отработать всеми рабочими чел.-дн.
Подлежит отработать всеми рабочими чел.-ч.
Среднечасовая тарифная ставка руб.
Тарифный фонд тыс. руб.
Доплата за 1 ч работы ночью 20% руб.
Доплата за 1 ч работы вечером 10% руб.
Подлежит отработать ночью чел.-ч.
Подлежит отработать вечером чел.-ч.
Доплата за ночные часы тыс. руб.
Доплата за вечерние часы тыс. руб.
Прочие доплаты 5% тыс. руб.
Тарифный заработок тыс. руб.
Премия 50 % тыс. руб.
Северные надбавки 80% тыс. руб.
Районный коэффициент 80% тыс. руб.
Основная заработная плата тыс. руб.
Среднедневной заработок руб.
Отпуск и прочие неявки чел.-дн.
Дополнительная заработная плата тыс. руб.
Фонд оплаты труда тыс. руб.
Отчисления на социальное страхование 38% тыс.руб.
Таблица 15.14. Расчёт годового ФОТ ИТР
Месячный оклад тыс. руб.
ФОТ по окладу тыс. руб.
Премия 40% тыс. руб.
Общий годовой ФОТ тыс. руб.
Отчисления на социальное страхование 38% тыс. руб.
Сводный план по труду и заработной плате составленный на основании данных табл. 15.13. и 15.14. приведен в табл. 15.15.
Таблица 15.15. Сводный план по труду и заработной плате
Среднесписочная численность работающих всего чел.
из них: ремонтный персонал
оперативный персонал
из них: старший энергетик
Фонд оплаты труда всего тыс. руб.
Среднемесячная заработная плата на одного
работающего тыс. руб.
в том числе: ремонтный персонал
в том числе: старший энергетик
6. Расчёт себестоимости услуг электрохозяйства
Себестоимость услуг электрохозяйства является важнейшим показателем характеризующим уровень производительности труда степень использования производственной мощности экономичность расходования топлива материалов и энергии а также денежных средств. Себестоимость служит основой для ценообразования и используется для оценки экономической эффективности от внедрения новых технологий и мероприятий по усовершенствованию технологии производства. Снижение себестоимости является одним из путей для повышения прибыли и рентабельности предприятия.
Основными путями снижения себестоимости являются:
- повышение производительности труда;
- снижение материальных затрат на производство;
- снижение потерь за счет реконструкции действующих сетей и проведения мероприятий по улучшению коэффициента мощности;
- совершенствование эксплуатации и ремонтов энергетического оборудования.
6.1. Планирование статей затрат электрохозяйства
Статьи затрат электрохозяйства складываются из следующих составляющих:
где СЭ – стоимость электроэнергии потребляемой предприятием за год;
СЗ.П. – годовой ФОТ всего персонала;
СА – амортизационные отчисления от стоимости оборудования установленного на предприятии;
СМ – стоимость материалов расходуемых на текущий ремонт и обслуживание электрооборудование;
СПР – прочие годовые расходы.
Стоимость электроэнергии получаемой от энергосистемы определяем по одноставочному тарифу:
где в = 048 тыс. руб. МВт.ч – стоимость 1 МВт.ч электроэнергии;
W – годовое потребление электроэнергии.
Годовой фонд оплаты труда СЗ.П.= 3014 млн. руб.
Амортизационные отчисления определяются по первоначальной стоимости основных фондов электрооборудования и полных норм амортизации для различных видов основных фондов.
Ki - капиталовложения тыс. руб.
Расчет сведем в табл. 15.16.
Таблица 15.16. Расчет амортизационных отчислений
Наименование оборудования
Сумма амортизационных отчислений тыс.руб
Ячейки КРУ с вакуумными выкл.
Затраты на материалы расходуемые на текущий ремонт и эксплуатационное обслуживание СМ=5104 тыс. руб.
Прочие расходы на электроснабжение предприятия составляют 4% от суммарных эксплуатационных расходов.
Тогда полные суммарные затраты составят:
6.2. Определение себестоимости услуг электрохозяйства
Сводная смета затрат электрохозяйства на планируемый год приведена в табл. 15.17.
Таблица 15.17. Смета затрат электрохозяйства
Элементы и статьи затрат
Плановый год тыс. руб.
Годовой фонд оплаты труда всего
Материалы и запчасти
Амортизационные отчисления
Расчет себестоимости 1 кВт·ч производим путем деления планируемой суммы затрат электрохозяйства на плановое годовое потребление электроэнергии.
Итоговая себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии предприятию обойдётся:
7. Сводные технико-экономические показатели электрохозяйства цеха
Технико-экономические показатели эксплуатации электрохозяйства предприятия сводим в табл. 15.17.
Таблица 16.18. Технико – экономические показатели
Технические показатели
Мощность силовых трансформаторов
Максимум нагрузки предприятия
Потребляемая предприятием за год электроэнергия
Цеховые трансформаторы
Компенсирующие установки
Экономические показатели
Балансовая стоимость основных фондов
Численность ремонтно-эксплуатационного персонала
Стоимость электроэнергии потребляемой предприятием за год
Суммарные годовые затраты
Себестоимость электроэнергии
Производительность труда

0024_Заключение.doc

В данном проекте было проведено проектирование электроснабжения дробильного цеха обогатительной фабрики. На основании задания на дипломное проектирование исходных данных таких как краткая технологическая характеристика территориальная и климатическая характеристика характеристики электроприемников цеха и условия в помещениях цеха проведены соответствующие расчеты и приняты решения по проектированию необходимых элементов системы электроснабжения выделенные в основные этапы проектирования:
) Произведен расчет электрических нагрузок на напряжение до и выше 1000 В методом коэффициента спроса. Произведена компенсация реактивной мощности путем установки низковольтных батарей на шинах низкого напряжения ЦТП и установки конденсаторов на шинах ГПП и РП.
) По расчётным нагрузкам с учётом компенсации реактивной мощности произведен выбор трансформаторов ГПП выбор варианта исполнения ГПП схем внешнего и внутреннего электроснабжения. По результатам расчётов спроектирована РП. На напряжение выше 1000 В выбраны для установки комплектные распределительные устройства с современным оборудованием.
) Рассчитаны токи короткого замыкания в характерных точках системы электроснабжения и с учетом значения этих токов выбрано оборудование ГПП и РП.
) Определен необходимый функциональный объем релейной защиты автоматики и телемеханики. На одном из присоединений рассчитаны уставки защит.
) Рассмотрен вопрос заземления промплощадки предприятия. По результатам расчетов определена достаточность естественного заземлителя.
) Описаны требования к работникам электрослужбы цеха технические и организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работ.
) При проведении технико-экономического расчета нашли численность эксплуатационного и ремонтного персонала необходимого для обеспечения постоянного безаварийного электроснабжения дробильного цеха и своевременного проведения ремонтов электрооборудования. Определены технико-экономические показатели.
При проектировании были использованы справочные данные каталогов электрооборудования частично взятые из сети Internet а также инструкции и правила в частности “Правила устройства электроустановок”.

012_ Внешнее ЭС.doc

7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП
1. Проектирование системы внешнего электроснабжения. Выбор рационального напряжения
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются надежность экономичность и качество электроэнергии в сети. Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса.
Принимаем для схемы внешнего электроснабжения — двухтрансформаторную подстанцию с разъединителями выключателями и неавтоматической перемычкой необходимой для ремонтных и оперативных переключений на стороне высокого напряжения (рис. 7.1.). Для обеспечения надежности питания потребителей I категории на всех секционных выключателях устанавливаем устройства АВР (автоматический ввод резерва). Распределительное устройство высокого напряжения выполняется закрытым (ЗРУ).
Рис.7.1. Схема внешнего электроснабжения
После определения расчетной мощности ГПП и предварительного выбора внешней схемы электроснабжения рассматриваемого цеха произведем выбор напряжения питающей сети.
Наивыгоднейшее напряжение может быть определено по формуле Г.А. Илларионова:
где — длина линии от источника питания до ГПП.
— передаваемая мощность.
Подставляя значения получим:
Следовательно выбираем питающее напряжение 110кВ.
2. Выбор типа и мощности трансформаторов ГПП
В дробильном цехе имеются электроприемники I категории по обеспечению надежности электроснабжения поэтому они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. В связи с этим ГПП выполняем двух трансформаторную.
Одно-трансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора при реконструкции ГПП если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
По полной расчетной нагрузке на шинах 10 кВ ГПП определяем ориентировочную расчетную мощность трансформаторов исходя из перегрузочной способности трансформаторов:
Выбираем трансформатор ТДН-16000110.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
Расчеты показывают что в послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора меньше 14 следовательно по перегрузочной способности этот трансформатор проходит даже без отключения малоответственных потребителей.
Технические параметры трансформатора представлены в таблице 7.1.
Таблица 7.1. Технические параметры трансфора ТДН-16000110
3. Общие требования к конструкции распределительных устройств ГПП и РП
На территориях промышленных предприятий компоновка подстанций и распределительных пунктов должны быть увязаны с ген. планом где решаются вопросы размещения и конструктивные особенности с учетом существующих ситуационных условий требований к окружающим коммуникациям и условий окружающей среды.
Поэтому в практике все больше и больше находит применение конструкция подстанции закрытого типа (ЗРУ на U=35-220 кВ6-10 кВ)
Данная ГПП будет состоять из 3 узлов:
ЗРУ на напряжение 110 кВ.
Силовые трансформаторы.
ЗРУ на напряжение 10 кВ.
По [2] РУ должно обеспечивать надежность работы электроустановки что может быть выполнено только при правильном выборе конструкции РУ в соответствии с ПУЭ. Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования РУ должно обеспечить хорошую обозреваемость удобство и полную безопасность при ремонтных работах и осмотрах.
ЗРУ представляется в двухэтажном исполнении где ЗРУ-10кВ с силовыми трансформаторами расположены на первом этаже а ЗРУ-110кВ – на втором.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Во многих случаях в конструкциях ЗРУ применяется смешанное ограждение – на сплошной части ограждений крепятся приводы выключателей разъединителей а сетчатая часть – позволяет наблюдать за оборудованием. Высота ограждений – не меньше 19 м и должны запираться на замок. Из помещения ЗРУ должны предусматриваться два выхода по его концам при общей длине его от 7 до 60 м (п.п.4.2.89 [2]) двери открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки.
Конструкция пола помещений РУ должна исключить возможность образования цементной пыли. Для обеспечения пожарной безопасности конструкция ЗРУ должна отвечать требованиям СНиП и правилам ППО. Здание ЗРУ сооружают из огнеупорных материалов и помещают отдельные элементы РУ в камеры а при установке масляных трансформаторов обязательно предусматривается место для сбора и отвода масла в маслосборную систему. Хранение трансформаторного масла на подстанции не предусматривается.
Для упрощения более экономного и быстрого сооружения и монтажа подстанции применяют крупноблочные устройства и монтаж узлов заранее изготовляемых в мастерских электромонтажных организаций.

024 Список литературы.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат 1989.
Правила устройства электроустановокМинэнерго СССР. — М.: Энергоатомиздат 1987.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1987.
Справочник по электроснабжению промышленны предприятий. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. В 2-х кн. М.: энергия 1973.
Справочник по проектированию электроснабженияПод ред. Ю.Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат 1990.
Федоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат 1984.
Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1995.
Релейная защита автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. Оптимизация режимов электропотребления в системах электроснабжения промышленных предприятий: методические указания к курсовым работам для студентов специальности 1004 всех форм обучения. Норильск 1996.
Переходные процессы в системах электроснабжения. Под ред. В.Н. Винославского.-К.: Выща шк. Головное издательство 1989.
Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. шк. 1985.
Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд.5-е перераб.и доп.М."Энергия"1974.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 1980.
Автоматизированный электропривод: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат 1986.
Общий курс электропривода. Учебник для вузов.- М.: Энергия 1971.
Иванов В.С. Соколов В.И. Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятиях. М.: Энергоатомиздат 1987.
Эффективные режимы работы электротехнологических установок И.В. Жежеленко В.М. Божко Г.Я. Вагин.-К.: Техника1987.
Глушков В.М. и Грибин В.П. Компенсация реактивной мощности в электроустановках пром. предприятия. М. Энергия 1975.
Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий. – Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора
Максименко Н.Н. Попов А.А. Расчет и эксплуатационный контроль параметров заземляющих устройств в районах Крайнего Севера. - Норильск 1987.
Извлечения из «Правил по охране труда при работе в действующих электроустановках». – М.: Энергоатомиздат 2003.
Организация и планирование энергетического производства: Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 1004 всех форм обучения. Норильский индустр. ин-т.-Норильск1995.
Афанасьев Н.Н. Юсипов М.А. Система технического обслуживания энергохозяйств промышленных предприятий (система ТОР ЭО). М.: Энергоатомиздат 1989.
Эффективные режимы работы электротехнологических установок И.В. Жежеленко В.М. Божко Г.Я. Вагин.-К.: Техника1987
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат 1980

018_Заземление.doc

13. ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ
1. Требования ПУЭ по обеспечению электробезопасности в
электроустановках промышленных предприятий
При разработке мероприятий по обеспечению электробезопасности на территории ГПП необходимо руководствоваться ПУЭ гл.1.7.
Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:
- электроустановки выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю);
- электроустановки выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);
- электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;
- электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью.
Электрической сетью с эффективно заземленной нейтралью называется трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 14.
Коэффициентом замыкания на землю в трехфазной электрической сети называется отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.
Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например через трансформаторы тока).
Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации измерения защиты заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства имеющие большое сопротивление.
Заземлением какой-либо части электроустановки или другой установки называется преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством.
Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.
Рабочим заземлением называется заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки необходимое для обеспечения работы электроустановки.
Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей электроустановки нормально не находящихся под напряжением с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока с глухозаземленным выводом источника однофазного тока с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.
Заземляющим устройством (ЗУ) называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов) находящихся в соприкосновении с землей.
Естественным заземлением называется находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций зданий и сооружений производственного или иного назначения используемые для целей заземления.
Зоной растекания называется область земли в пределах которой возникает заметный градиент потенциала при стекании тока с заземлителя.
Зоной нулевого потенциала называется зона земли за пределами зоны растекания.
Напряжением на заземляющем устройстве (U0) называется напряжение возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземляющее устройство и зоной нулевого потенциала.
Напряжением прикосновения (Uпр) называется напряжение между двумя точками цепи тока замыкания на землю (на корпус) при одновременном прикосновении к ним человека.
Напряжением шага (Uш) называется напряжение между двумя точками земли обусловленное растеканием тока замыкания на землю при одновременном касании их ногами человека.
Током замыкания на землю (Iз) называется ток стекающий на землю через место замыкания.
Сопротивлением заземляющего устройства (Rзу) называется отношение напряжения на заземляющем устройстве к току стекающему с заземлителя в землю.
Эквивалентным удельным сопротивлением земли с неоднородной структурой называется такое удельное сопротивление земли с однородной структурой в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение что и в земле с неоднородной структурой.
Заземление или зануление электроустановок следует выполнять при:
)напряжении 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока – во всех электроустановках;
)напряжении большем 42 В но меньшем 380 В переменного тока и напряжении большем 110 В но меньшем 440 В постоянного тока – только в помещениях с повышенной опасностью особо опасных и наружных установках.
Для заземления электроустановок в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. Если при этом сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимые значения а также обеспечиваются нормированные значения напряжения на заземляющем устройстве то искусственные заземлители должны применяться лишь при необходимости снижения плотности токов протекающих по естественным заземлителям или стекающих с них.
Для заземления электроустановок различных назначений и различных напряжений территориально приближенных одна к другой рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство. Оно должно удовлетворять всем требованиям предъявляемым к заземлению этих электроустановок: защиты людей при повреждении изоляции защиты электрооборудования от перенапряжений и т.д.
При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли рекомендуются следующие мероприятия (ПУЭ гл.1.7.66-1.7.69):
- устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины если удельное сопротивление земли с глубиной снижается;
- устройство выносных заземлителей если вблизи (до 2 км) от электроустановки есть место с меньшим удельным сопротивлением земли;
- укладка вокруг горизонтальных заземлителей в скальных структурах влажного глинистого грунта;
- искусственная обработка земли с целью снижения удельного сопротивления грунта;
- помещать заземлители в непромерзающие водоемы и талые зоны;
- использовать обсадные трубы скважин в качестве заземлителей;
- углубленные заземлители дополнять протяженными горизонтальными на глубине около 05 м для работы в летнее время при оттаивании поверхностного слоя земли;
создание искусственных талых зон путем покрытия грунта над заземлителем слоем торфа или другого теплоизоляционного материала и раскрытия на летний период.
В электроустановках до 1 кВ и выше с изолированной нейтралью допускается повышать сопротивление ЗУ в 0002r раз где r - удельное эквивалентное сопротивление земли Ом×м (увеличение сопротивлений ЗУ должно быть не более десятикратного).
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью должно быть выполнено зануление (применение заземления корпусов электроприемников без их зануления в таких электроустановках не допускается).
В электроустановках до 1 кВ и выше с изолированной нейтралью должно быть выполнено заземление в сочетании с контролем изоляции или защитное отключение. Защита от замыканий на землю должна устанавливаться с действием на отключение в случаях необходимых по условиям безопасности.
В открытых электроустановках вокруг площади занимаемой оборудованием на глубине не менее 05 м должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур) к которому подсоединяется заземляемое оборудование.Сопротивление ЗУ электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью в любое время года должно быть не более 2 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380 220 и 127 В источника однофазного тока.
2. Расчет естественного заземления дробильного цеха
Основная трудность в применении заземляющих устройств в условиях Крайнего Севера обусловлено высоким удельным сопротивлением поверхностного слоя земли. В зимнее время в связи с полным замерзанием воды поверхности она выступает в роли изолятора между землей и телом человека. Поскольку ГПП выполняется на территории промышленных комплексов на железобетонных фундаментах кроме того в грунт укладывается большое количество ЖБ изделий для технологического оборудования арматура отдельных элементов имеет металлическую связь и велика насыщенность инженерными коммуникациями территория промышленных предприятий то нельзя говорить об устройстве отдельного ЗУ для ГПП. Заземляющий контур подстанции посредством металлических эстакад оболочек кабелей и др. инженерных сооружений связаны с заземляющей сетью промышленных предприятий.
В качестве расчетной модели реального геоэлектрического разреза земли принимается однородная эквивалентная структура. Величина удельного сопротивления однородной структуры зависит от геометрии ЗУ его характерных размеров и параметров геоэлектрического разреза земли.
Параметры геоэлектрического разреза земли для расчета уровня электробезопасности в производственных цехах приведены в табл. 12.1.
Таблица 13.1. Параметры геоэлектрического разреза земли для ГПП
Удельное сопротивление Ом×м
Эквивалентное удельное сопротивление земли для поверхностных сеточных пластинчатых и одиночных горизонтальных электродов находят по выражению:
rЭ(П) = r2 × К1 × К2Ом×м(12.1)
где r2 - удельное сопротивление второго слоя земли;
К1 и К2 - коэффициенты зависящие от параметров геоэлектрического разреза земли и характерного размера ЗУ;
где аЭ – сторона эквивалентного квадрата производственного цеха вписанного в генплан промпредприятия;
r3(Э) – эквивалентное удельное сопротивление слоев земли простирающихся ниже второго слоя (r2);
hК =2аЭ - -мощность последнего слоя участвующего в растекании тока с поверхностного естественного заземления площадок производственных цехов (k-1 – слой завершающий сумму слоев участвующих в эффективной глубине растекания тока полной мощностью);
h0- мощность базовых слоев трехслойной структуры.
Расчет производим для производственных помещений находящихся на промплощадке дробильного цеха. Ситуационный план цеха изображен на рис. 13.1.
Рис.13.1. Ситуационный план промплощадки Плавильного цеха.
Определим параметры необходимые для расчета сопротивления естественного заземлителя производственного цеха.
Удельное сопротивление эквивалентного слоя:
где — удельное сопротивление второго слоя земли;
где — сторона эквивалентного квадрата генплана предприятия;
Здесь — эквивалентное удельное сопротивление слоев земли простирающихся ниже второго слоя () определяемое по выражению:
где — мощность последнего слоя участвующего в растекании тока с поверхностного естественного заземления площадок;
— слой завершающий сумму слоев участвующих в эффективной глубине растекания тока полной мощностью;
Глубина (зона) растекания тока: hэкв=2×А=2×214=428 м (5-й слой) т.е. К=5.
м — мощность базовых слоев трех слойной структуры.
Заземляющий контур ГПП всегда имеет металлическую связь с естественным заземлением предприятия. Это дает основание ЗУ подстанции и естественное заземления промпредприятия рассматривать как единую заземляющую систему.
Определим коэффициент заполнения ситуационного плана промпредприятия зданиями и сооружениями:
где — площадь генплана предприятия;
- суммарная площадь занимаемая зданиями.
Так как l³04 то результирующее сопротивление растеканию фундаментов производственных зданий и сооружений приближается к сопротивлению эквивалентной пластины вписанной в генплан предприятия. Сопротивление такой эквивалентной пластины равно:
где — контурный коэффициент равный отношению сопротивления растеканию всех фундаментов предприятия к сопротивлению эквивалентной пластины;
— удельное сопротивление эквивалентной однородной структуры земли для поверхностного ЗУ в районе действующего предприятия.
Полученные данные расчетов сведем в табл. 13.2.
Таблица 13.2.Расчетные данные по естественному
сопротивлению промплощадки ПЦ
Так как величина сопротивления заземлителя не более 05 Ом в сетях с эффективно-заземленной нейтралью то в соответствии с требованиями [2] дальнейший анализ естественного сопротивления промпредприятия не требуется.
3. Оценка уровня электробезопасности в потенциально опасных точках промышленного предприятия.
Напряжение до прикосновения на территории промплощадки плавильного цеха:
где I(1)*=02×I(3) = 02×335=67 кА - ток стекающий в землю с заземлительного устройства (20% от полного).
Согласно требованиям [2] величина U0 не должна принимать значений выше 10 кВ. Поскольку U0 5 кВ то в оценке величины потенциала выносимымого наземными металлическими коммуникациями за территорию рассматриваемого промпредприятия также нет необходимости.
Напряжение прикосновения на территории ГПП при аварийном режиме в сетях с эффективно заземленной нейтралью напряжением выше 1 кВ:
UПР=aПР× Rn × I(1)* (13.7)
где aПР=005-коэффициент прикосновения для сеточного контура в соответствии с требованиями [2].
UПР=005×048×67 = 161 В
Таким образом расчетное напряжение прикосновения оказалось равным 161 В то есть ниже допустимого равного 400 В при времени срабатывания защиты 02 секунд при r1 = 50 Ом·м [26]. Электробезопасность в пределах подстанции обеспечивается за счет поверхностного сеточного заземлителя железобетонных фундаментов оборудования и фундаментов ЗРУ соединенных металлической связью поэтому необходимости в сооружении искусственных заземлителей нет.

003_Содержание.doc

Характеристика объекта электроснабжения окружающей среды и климатических условий
Обоснование выбора электропривода основного технологического оборудования исходные данные
1. Обоснование выбора электропривода основного
Технологического оборудования
2. Перечень электроприемников основного и вспомогательного
3. Исходные данные на проектирование
Расчет электрических нагрузок
1. Расчет электрических нагрузок на стороне 04 кв
2. Расчет электрических нагрузок на стороне 066 кв
3. Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кв
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
Расчет и выбор компенсирующих устройств
1. Расчет компенсирующих устройств в сети 066 кв
2. Расчет компенсирующих устройств в сети 10 кв
Определение местоположения расчетного цэн и картограммы электрических нагрузок
Проектирование элементов системы внешнего электроснабжения и выбор трансформаторов гпп
1. Проектирование системы внешнего электроснабжения. Выбор
Рационального напряжения
2. Выбор типа и мощности трансформаторов гпп
3. Общие требования к конструкции распределительных
Проектирование элементов системы внутреннего электроснабжения
1. Выбор варианта электроснабжения рп
2. Выбор напряжения на шинах гпп и рп
3. Требования к размерам и компоновка распределительных
4. Общие сведения по кру серии км-63
5. Молниезащита и заземление гпп
Выбор и расчет воздушных и кабельных линий питающих гпп и электроприемники цеха
1. Выбор марки и сечения питающих линий
2. Выбор сечения кабельных линий отдельных потребителей
Расчет токов короткого замыкания
1. Общие сведения о коротких замыканиях
2. Последствия коротких замыканий
3. Порядок расчета токов короткого замыкания
3.1. Составление схем замещения
3.2. Методы преобразования схем замещения
3.3. Расчет токов короткого замыкания
4. Составление расчетной схемы замещения сети и определение
5. Расчет токов кз для точки к1
6. Расчет токов кз для точки к2
7. Расчет токов кз для точки к3
8. Расчет токов кз для точки к4
9. Расчет токов кз для точки к5
Выбор и проверка основного электрооборудования
1. Общие положения по выбору электрооборудования
2. Проверка кабельных линий по стойкости к токам кз
3. Выбор оборудования на напряжение 110 кв
3.1. Выбор разъединителя
3.2. Выбор выключателя на стороне 110 кв
3.3. Выбор опн измерительных трансформаторов тока и
Напряжения на стороне 110 кв
4. Выбор оборудования на напряжение 10 кв
5. Выбор трансформаторов тока и напряжения со стороны 10 кв
5.1. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
5.2. Выбор трансформаторов тока
6. Выбор трансформаторов собственных нужд гпп и рп
Релейная защита автоматика и телемеханика
2. Автоматика и измерения
3. Расчет релейной защиты асинхронного электродвигателя
4. Расчет уставок защит
4.1. Расчет защиты от межфазных кз
4.2. Расчет защиты от перегрузки
4.3. Расчет защиты от однофазных замыканий на землю
4.4. Расчет защиты минимального напряжения
5. Система управления и контроля электрической части
Подстанций среднего напряжения компании шнейдер
6. Сведения по устройству защиты контроля и управления серии
1. Требования пуэ по обеспечению электробезопасности в
Электроустановках промышленных предприятий
2. Расчет естественного заземления дробильного цеха
3. Оценка уровня электробезопасности в потенциально опасных
Точках промышленного предприятия
1. Технические мероприятия по обеспечению безопасности работ
2. Организационные мероприятия по обеспечению безопасности
Технико-экономические показатели проекта
1. Определение потребности дробильного цеха в электроэнергии
2. Организация и планирование технического обслуживания и
Ремонта электрооборудования и сетей цеха
2.1. Нормативы системы технического обслуживания и
Ремонта электрооборудования (тор эо)
2.2. Разработка календарных планов графиков ремонта
3. Планирование объема ремонтных работ и технического
4. Расчет стоимости материалов складского запаса
Комплектующих изделий и запасных частей
5. Организация и планирование труда и его оплаты в
Электрохозяйстве предприятия
5.1. Расчет численности персонала электрохозяйства
5.2. Планирование фонда оплаты труда персонала
Электрохозяйства предприятия
6. Расчет себестоимости услуг электрохозяйства
6.1. Планирование статей затрат электрохозяйства
6.2. Определение себестоимости услуг электрохозяйства
7. Сводные технико-экономические показатели электрохозяйства
Анализ аварийности в сети 35 кв норильской тэц-1
Список использованной литературы

005_Характеристика.doc

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
Предприятие по обогащению руд цветных металлов расположено на отдельной промышленной площадке. Согласно ПУЭ месторасположение завода относится к III зоне по скоростному напору ветра и по толщине стенки гололеда к району с умеренной пляской проводов.
Основное назначение дробильного цеха заключается в первичном измельчении медесодержащих и никельсодержащих руд.
Объект электроснабжения получает электроэнергию напряжением 110 кВ по высоковольтным воздушным линиям.
Процесс переработки руды в дробильном цехе осуществляется непрерывно и образует последовательную технологическую цепь состоящую из следующих участков:
Склад сырья с системой транспорта – для приема хранения сырья и подачи его на следующий участок.
Участок крупного дробления (УКД) – осуществляет первичное дробление поступающей руды до крупности на выходе до 270 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий уча сток или возврата на додробление.
Участок среднего дробления (УСД) – осуществляет дробление руды до крупности 100-110 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий участок или возврата на додробление.
Участок мелкого дробления (УМД) – осуществляет дробление руды до крупности 25 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий участок или возврата ее на додробление.
Участок обогащения центробежно-гравитационным методом – осуществляет сортировку руды по содержанию металла (условно на бедную и богатую руду) так же имеет систему транспорта для подачи готовой продукции на следующий этап производства (в измельчительно-флотационный цех) или склад готовой продукции.
Участок по ремонту основного технологического оборудования (УРОО) – для ремонта основного технологического оборудования.
Основными потребителями дробильного цеха являются электроприводы дробилок вентиляторов 10 кВ а также электроприводы 04 кВ системы транспорта насосов кранов станков. Так как перерыв электроснабжения приводит к массовому недоотпуску продукции простою оборудования то по ПУЭ п. 1.2.17 в отношении обеспечения надёжности электроснабжения дробильный цех относится ко 2-ой категории надёжности электроснабжения.
Есть потребители электроэнергии первой категории к которым относят систему противоаварийной автоматики аварийного останова основного технологического оборудования. Исходя из того что дробильный цех имеет в основном потребители второй категории надежности электроснабжения а также имеются потребители первой категории надежности электроснабжения то он должен получать электроэнергию от двух независимых взаимно резервирующих источников.
По совокупности факторов производственной среды сказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда дробильный цех относится к категории производств с вредными условиями труда.
Особенностью процесса является выделение большого количества вредных пылевых взвесей образующихся в дробильных агрегатах транспортировка и перегрузка больших количеств пылящих материалов. Характерными общими опасностями отделения являются:
- наличие значительного количества двигателей;
- повышенный уровень шума и вибрации;
- запыленность воздуха рабочей зоны.
Вредные и опасные производственные факторы при несоблюдении требований безопасности либо в аварийных ситуациях могут вызвать у технического и обслужащего персонала:
- поражение слизистых оболочек и внутренних органов при длительном воздействии пыли;
- механические травмы;
- поражение электрическим током;
- поражение органов слуха и вестибулярного аппарата.
Нормативные условия труда обеспечивают безаварийную работу оборудования в строгом соответствии с требованием технологической инструкции и системой приточно-вытяжной вентиляции.

013_ Внутреннее ЭС.doc

8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В соответствии с ситуационным планом есть необходимость в установке РП внутри цеха возможно ближе к центру электрических нагрузок потому распределим нагрузку на шинах ГПП в соответствии с таблицей 8.1.:
Таблица 8.1. Распределение нагрузки на шинах ГПП и РП
Характерной особенностью схем внутрицехового распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и надежность системы электроснабжения.
Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной радиальной или смешанной схеме. Выбор съемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии их территориальным размещением особенностями режимов работы.
Радиальными схемами являются такие в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции преобразовательные установки цеховые подстанции) расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций.
Питание крупных подстанций и РП осуществляется не менее чем двумя радиальными линиями отходящими от разных секций источника питания (рис. 8.1.). Этот вариант и примем в нашем случае.
Рис.8.1. Схема внутреннего электроснабжения
Магистральные схемы распределения электроэнергии применяются в том случае когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы перед радиальной заключается в сохранении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно применять при расположении подстанций близком к линейному что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистралей.
В проектировании и эксплуатации редко применяются схемы внутризаводского распределения электроэнергии построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Сочетание преимуществ радиальных и магистральных схем позволяет создать систему с наилучшими технико-экономическими показателями.
Канализации электроэнергии в системах электроснабжения осуществляется:
) воздушными линиями;
) кабельными линиями;
Преимущественное распространение на средних и крупных предприятиях получили кабельные линии со всевозможными способами прокладки - в траншеях кабельных каналах тоннелях и по специальным или технологическим эстакадам. В условиях Крайнего Севера предпочтение отдаётся прокладке кабелей по эстакадам. И хотя кабельные линии являются наиболее дорогими но они достаточно надежные и менее опасны в отношении электробезопасности.
Канализацию электроэнергии шинопроводам осуществляют при больших потоках мощности (токи до 25 кА) в определённых направлениях. Наиболее целесообразно применение токопроводов при нагрузке более 20 МВ×А и при разработке новых проектов. Преимущества шинопроводов перед линиями выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей выражаются в следующем: большая надежность возможность индустриализации электромонтажных работ а также доступность наблюдения и осмотра шинопроводов в условиях эксплуатации.
Воздушные линии являются наиболее дешевым конструктивным исполнением по первоначальным капиталовложениям. Их достоинство - относительно лёгкое исправление повреждений хотя они создают серьёзные затруднения для движения заводского транспорта и увеличивают опасность поражения людей электрическим током а при загрязнённой промышленными выбросами атмосфере имеют повышенное число отключений из-за перекрытия изоляции коррозии металлических частей и т.д.
С учетом вышесказанного рассмотрим несколько вариантов канализации электроэнергии от шин ГПП до шин РП.
1. Выбор варианта электроснабжения РП
Рассмотрим два варианта канализации электроэнергии от шин ГПП до шин РП. Первый: передача электроэнергии однофазными кабельными линиями второй: передача трехфазными кабельными линиями с изоляцией из шитого полиэтилена.
Произведем выбор кабельных линий питающих РП.
Для однофазных КЛ выбор будем производить по длительно допустимому току.
Максимальный ток на линию определим по формуле:
Выбираем кабель типа АПвКаП 24035-10 с техническими характеристиками: X0 = 012 Омкм; r0 = 0125 Омкм; IДОП =415 А.
Проверим данное сечение по длительно допустимому току ( IMAX Iдоп ):
IMAX=3861 А Iдоп=415 А.
Для трехфазных КЛ выбор будем производить по экономической плотности тока: Рабочий ток на линию определим по формуле:
По величине рабочего тока и экономической плотности тока определяем сечение КЛ:
где по [2] - экономическая плотность тока при числе часов использования максимума нагрузки что соответствует трехсменному режиму работы.
Выбираем кабель типа АПвКаП 3×24035-10 с техническими характеристиками: X0 = 0087 Омкм; r0 = 0125 Омкм; IДОП = 401 А. Проверим данное сечение по длительно допустимому току ( IMAX Iдоп ):
IMAX=3861 А Iдоп=401 А.
Для технико-экономического сравнения вариантов произведем расчет потерь мощности. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих линиях но и потери активной мощности возникающие в системе электроснабжения из-за протекания реактивной мощности. Эти потери называются приведенными и определяются по формуле:
где ΔР – потери активной мощности;
ΔQ – потери реактивной мощности;
КИ.П – коэффициент изменения потерь для линий КИ.П = 005 по [3].
Потери активной мощности вычисляются по формуле:
где r0 – удельное активное сопротивление.
Потери реактивной мощности равны:
где Х0 – удельное реактивное сопротивление.
Тогда приведенные потери рассчитываются по формуле:
Для каждого из рассматриваемого варианта потери будут равны:
Существенной частью суммарных затрат являются эксплуатационные расходы определяемые величиной потерь активной мощности в сетях. Поэтому технико-экономическое сравнение двух вариантов схем электроснабжения произведем по минимуму потерь активной мощности. Поэтому окончательно принимаем второй вариант с передачей мощности от ГПП до РП по трехфазной кабельной линии.
2. Выбор напряжения на шинах ГПП и РП
Выбор рационального напряжения на шинах производится
- по формуле Стилла:
- расчётная мощность на шинах РП.
- по формуле Вейкерта:
Из расчетов видно что в соответствии с формулой Стилла целесообразно выбрать напряжение на шинах РП и ГПП U=6кВ однако по формуле Вейкерта рациональное напряжение много больше 6 кВ кроме того в последнее время промышленность пытается уйти от напряжения 6 кВ потому принимаем напряжение на шинах РП и ГПП U=10 кВ.
3. Требования к размерам и компоновка распределительных устройств 10 кВ
Размеры ЗРУ РП обусловлены размерами выбранного оборудования щитов управления размещением вспомогательных устройств а также исходя из наименьших расстояний предусмотренных п.п.4.2.76-4.2.108 [2].
Необходимо предусмотреть коридоры обслуживания ширина которых должна быть не менее 2 метров по табл.2.165 [5] и обеспечить удобство обслуживания КРУ с выкатными тележками.
Для большей компактности КРУ устанавливаются в два ряда на расстоянии от стен не менее 08 м [5]. Сужение прохода напротив выкатных тележек не допускается. Пол в помещении КРУ с выкатными тележками должен быть рассчитан на их частое перемещение без повреждения его поверхности (шлифуется устанавливаются дополнительные закладные). Для ремонта электрооборудования ЗРУ предусмотрена специальная площадка в торце помещения.
Высота помещения по [5] не регламентируется при наличии коробов шинных перемычек связывающих шкафы КРУ.
Из РП предусмотрены два выхода по торцам помещения (т.к. длина РУ-10 кВ превышает 7 метров). Щиты управления и конденсаторные батареи (КРМ) по п.п.5.6.27 [2] располагаются в отдельном помещении РУ до 1 кВ. Минимальные расстояния и проход в щитовом помещении приведены в табл.2.164 [5]. Питающие и отходящие кабели подходят к ячейкам по кабельным полуэтажам под секциями КРУ.
Для отвода выделяемого аппаратами тепла и токопроводящей пыли предусматривается вентиляционная система помещений РП (два вытяжных вентилятора в РУ-10 кВ и в щитовой).
4. Общие сведения по КРУ серии К-63
Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока промышленной частоты. КРУ состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке и поставляемых блоками в полностью смонтированном виде со всей аппаратурой и всеми соединениями главных и вспомогательных цепей.
Унифицированность и взаимозаменяемость блоков КРУ значительно уменьшает сроки и стоимость монтажных и пусконаладочных работ. В КРУ выключатели измерительные трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжения устанавливаются на выкатных тележках шкафов.
В дипломном проекте будем применять КРУ серии К-63 производства Самарского завода “Электрощит”.
Основные параметры КРУ серии К-63 приводим в табл.8.2.
Таблица 8.2. Технические параметры КРУ серии К-63
Наименование параметра
Iном (главных цепей)
Iном.откл (отключения выключателя)
Iтер (термической стойкости)
Время протекания Iтер
Iдин (электродинамической стойкости)
В КРУ серии К-63 применяются:
- вакуумные выключатели типов ВВЭ-10 ВВП-10 ВБЭК-10 ВБЭК-10;
- элегазовые выключатели типов LF-1 LF-2;
- маломасляные выключатели типов ВК-10 ВКЭ-10.
5. Молниезащита и заземление ГПП
Так как для широты Норильского региона характерно невысокое количество грозовых часов (не более 20 часов в год) намечаем трансформаторы с облегченной изоляцией у которых нулевая точка имеет изоляцию на класс ниже чем изоляция высоковольтных выводов.
Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар молнии. Для защиты от попадания прямых ударов молнии оборудования ГПП применяем молниезащитные тросы.
Для защиты подходящих питающих используются молниезащитные тросы на подходе к подстанции по длине 1-2 км от ГПП.
Трос на каждой опоре и крыше ГПП заземляется и для ограничения волны движущейся к подстанции до безопасного для вентильного разрядника значения устанавливают трубчатые разрядники.
Защиту зданий ЗРУ имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли следует выполнять заземлением этих покрытий (конструкций). Для защиты зданий ЗРУ крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий либо несущих конструкций или не может быть заземлена следует устанавливать стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки непосредственно на крыше зданий.
Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии электромагнитной и электростатической индукции и заноса высоких потенциалов в здание предусматриваем следующие мероприятия:
для защиты от потенциалов возникающих в результате электростатической индукции надежно заземляем все проводящие элементы объекта а также оборудование и коммуникации внутри объекта;
для защиты от искрения вызываемого электромагнитной индукцией все параллельно расположенные металлические коммуникации соединяем металлическими перемычками;
для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов должны быть удалены на нормируемое расстояние от заземляющего контура защиты от вторичных воздействий и подземных коммуникаций объекта.

009_Выбор цеховых трансформаторов.doc

4. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Одна и та же электрическая нагрузка цехов на напряжение до 1000 В может быть обеспечена малым числом трансформаторов большой мощности и большим числом трансформаторов малой мощности. Поэтому выбор оптимальной мощности цеховых подстанций должен быть основан на технико-экономических расчетах.
Выбор ориентировочной мощности трансформаторов цеховых подстанций произведем по удельной плотности электрической нагрузки:
где — расчетная нагрузка цеха кВ·А;
В соответствии с указаниями [3] при плотности нагрузки 02-03 кВтм2 экономически целесообразно применение трансформаторов номинальной мощностью до 1600 кВА. Из опыта известно что наиболее просты в ремонте и обслуживании сухие трансформаторы. Поэтому намечаем к установке сухие трансформаторы типа ТСЗ-100010 мощностью 1000 кВА со следующими характеристиками:
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности предназначенных для питания технологически связанных нагрузок определяется по формуле
где — коэффициент загрузки при преобладании нагрузок;
— активная расчетная нагрузка в сети 06 кВ;
— добавка до ближайшего целого числа.
Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов исходя из категорийности потребителей. Процентное соотношение потребителей первой второй и третьей категории для ПЦ составляет 38116 % . Расчёт коэффициентов загрузки производим по формуле:
где К1 К2 К3 – процентные соотношения потребителей 1ой 2ой и 3ей категории
Экономически оптимальное количество трансформаторов определяется по выражению:
где — дополнительно установленные трансформаторы.
где определено по кривым [3] с учетом обобщенных технико-экономических показателей.
Произведем выбор трансформаторов для цеховых сетей 04 кВ. Коэффициент загрузки каждого трансформатора в нормальном режиме - 07. Поэтому расчетная мощность одного трансформатора осветительной нагрузки:
По рассчитанной мощности SТ по справочным данным [6] выбираем трансформаторы типа ТСЗ-100010 кВА с техническими характеристиками:
Так как в дробильном цехе преобладают нагрузки второй категории надёжности а нагрузки первой категории составляют менее 5 % то по ПУЭ можно принять 2-хтрансформаторные подстанции либо однотрансформаторные с резервированием по низкой стороне. Выбираем двухтрансформаторные подстанции.

Примерный доклад дипломника.doc

Темой данного дипломного проекта является .
Данное предприятие располагается ..
Оно предназначено для ..
Основными электроприемниками являются: высоковольтные синхронные двигатели мощностью используемые для привода ; высоковольтные асинхронные двигатели мощностью используемые для привода ..; низковольтная нагрузка представлена асинхронными двигателями мощностью от 5 до 45 кВт используемыми для привода тельферов задвижек насосов вентиляции и т.п. освещением электрообогревом и пр.
Все электроприемники относятся к 2 и 3 категории надежности (если имеется нагрузка 1 категории то ее назвать отдельно)
Расчет нагрузок производился методом коэффициента спроса результирующая мощность составила .МВт при средневзвешенном значении коэффициента мощности .
Для выбора места расположения ГПП (ГП) был произведен расчет центра электрических нагрузок. Поскольку расчетный ЦЭН пришелся на территорию предприятия занятую технологическим оборудованием (или другая причина..) ГПП (РП) смещаем в сторону источника питания
Источником питания в проекте являются шины 110 кВ районной распределительной подстанции (электроцентрали и т.д.) расположенной на расстоянии . Км от территории предприятия
Для питания низковольтной нагрузки предусматриваем установку цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа мощностью от . До в количестве . Размещение цеховых ТП по территории предприятия трассы высоковольтных кабельных линий показаны на первом листе
В качестве трансформаторов ГПП принимаем трансформаторы типа . Номинальной мощностью . получающие питание от двух одноцепных ЛЭП с проводами типа ..
Для обеспечения резерва по стороне высшего напряжения предусматриваем перемычку с двумя разъединителями
Для защиты оборудования от грозовых перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений
Для подключения измерительных приборов средств защиты устанавливаем трансформаторы тока типа
Для подключения измерительных приборов устанавливаем трансформаторы напряжения типа ..
Для защиты нейтрали трансформаторов ГПП в режиме разземленной нейтрали устанавливаем ограничители перенапряжений
Для электроснабжения электроприемников предприятия используем радиальную схему (одно- двухступенчатую)..
По номинальному току электродвигателей расчетному току в послеаварийном режиме работы РП с учетом экономической плотности тока был произведен выбор сечений кабельных линий
Кабельные линии проверялись на потери напряжения в нормальном и послеаварийном режиме работы схемы электроснабжения
Компенсация реактивной мощности осуществляется в сети 04 кВ электроснабжения предприятия с помощью батарей конденсаторов на стороне 10 кВ – с помощью синхронных двигателей (или батарей конденсаторов 10 кВ)
Для выбора коммутационных аппаратов расчета уставок средств релейной защиты и автоматики проверки кабельных линий и другого коммутационного электрооборудования по термической и динамической устойчивости был произведен расчет токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы системы в точках: на шинах 110 кВ трансформатора ГПП на шинах 10 кВ трансформатора ГПП (на шинах 10 кВ РП) на шинах 04 кВ ТП..
результаты расчетов приведены на чертеже
В качестве ячеек 10 кВ распределительного устройства принимаем шкафы типа К-63 с элегазовыми (вакуумными) выключателями типа
Для подключения измерительной аппаратуры и средств релейной защиты и автоматики в трансформаторы тока. Трансформаторы тока выбираем по расчетному току нагрузки и проверяем на динамическую и термическую устойчивость к токам КЗ.
Для питания собственных нужд подстанций устанавливаем трансформаторы ТСН мощностью .
Для защиты от замыканий на землю предусматриваем установку трансформаторов тока нулевой последовательности.
Контроль за состоянием изоляции осуществляем также с помощью обмотки трансформатора напряжения собранную по схеме разомкнутого треугольника
Для защиты электрооборудования подстанции от коммутационных перенапряжения на каждую секцию устанавливаем ограничители перенапряжения
В соответствии с требованиями ПУЭ был определен объем релейной защиты и автоматики всего основного электрооборудования показанный в соответствующих ячейках РП
На следующем листе представлена схема конструктивного выполнения ГПП
Ячейки 6кВ располагаем в два ряда (в один ряд) в отдельном помещении с соблюдением всех необходимых расстояний между рядами ячеек и между ячейками и стенами РП.
Высоковольтное электрооборудование располагаем на 2-м этаже в распределительном устройстве 110кВ.
Для питания оперативных цепей устанавливаем аккумуляторные батареи производства.
Для питания цепей соленоидов включения выключателей устанавливаем силовое выпрямительное устройство типа УКПК ШОТ-01 и т.п. питающиеся от трансформаторов собственных нужд (цепи включения выключателей можно также запитать от аккумуляторных батарей)
Здесь же располагаются трансформаторы и распределительный щит собственных нужд напряжением 04кВ.
Для прокладки кабелей предусматриваем вдоль ячеек кабельные каналы.
Для обеспечения электробезопасности:
- полы в электроустановках выполняем металлическими;
- по периметру РП прокладываем металлическую шину заземления к которой присоединяем все металлоконструкции и корпуса электрооборудования;
- на крыше РП укладываем заземляющую сетку соединенную двумя заземляющими полосами с заземляющим устройством ГПП (РП)
В проекте был произведен расчет релейной защиты выполненной на основе блоков цифровой защиты Sepam -2000
В качестве основной защиты принимаем ..
В качестве резервнаой защиты принимаем
На данном чертеже показана однолинейная схема питания . трансформаторы тока показаны шинки трансформатора напряжения цепи питания электромагнита включения выключателей
Темой спецчасти проекта является .
В экономической части проекта был произведен расчет основных технико-экономических показателей результаты которого представлены на чертеже. Себестоимость электроэнергии составила .

019_Охрана труда.doc

В соответствии с правилами по охране труда при работе в действующих электроустановках к работе в этих установках допускаются люди отвечающие следующим условиям:
а) не моложе 18 лет:
б) успешно прошедшие медицинское обследование;
в) успешно прошедшие обучение по профессии и по электробезопасности и получившие документы подтверждающие это;
г) назначенные приказом по предприятию.
В общем случае охрана труда на производственном предприятии разделяется с точки зрения электробезопасности на организационные и технические мероприя которые образуют необходимые условия для безопасной работы.
1. Технические мероприятия по обеспечению
В действующих электроустановках разрабатываются и применяют следующие технические меры обеспечивающих безопасность в производственных цехах:
пониженное напряжение;
электрическое разделение сетей;
контроль и профилактика повреждений изоляции;
компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;
защитное заземление;
обеспечение недоступности токоведущих частей;
защитное отключение;
выравнивание потенциалов.
Если номинальное напряжение электроустановки не превышает длительно допустимое напряжение прикосновения то даже одновременный контакт человека с токоведущими частями разных фаз или полюсов будет безопасен. Наибольшая степень безопасности достигается при напряжении 6-10 В так как при таком напряжении ток проходящий через человека не превышает 1-1.5 мА.
В помещениях с повышенной опасностью поражения электрическим током и особо опасных где сопротивление цепи человека может быть значительно ниже ток через человека может в несколько раз превысить это значение. Однако если принять сопротивление тела человека Rч=1кОм ток не превысит значений длительно допустимых при случайном прикосновении (10 мА).
Разветвленная сеть большой протяженности имеет значительную емкость и небольшое сопротивление изоляции относительно земли. Ток замыкания на землю в такой сети может быть значителен. Поэтому однофазное прикосновение в сети даже с изолированной нейтралью является опасным.
Если единую сильно разветвленную сеть с большой емкостью и малым сопротивлением изоляции разделить на ряд небольших сетей такого же напряжения которые будут обладать незначительной емкостью и высоким сопротивлением изоляции опасность поражения уменьшается. Ток через человека прикоснувшегося к одной фазе будет определяться высоким сопротивлением фаз относительно земли. Если в сетях напряжением 380 В сопротивление фаз относительно земли больше 63 кОм а сопротивление цепи человека равно 1 кОм ток через человека не превысит 10 мА.
Контроль и профилактика повреждений изоляции производится при помощи измерения ее активного или омического сопротивления с целью обнаружения дефектов и предупреждения замыкания на землю. Состояние изоляции в значительной мере определяет степень безопасности эксплуатируемой электроустановки.
Сопротивление изоляции в сетях с изолированной нейтралью определяется током замыкания на землю а значит и током проходящим через человека. В сетях напряжением выше 1 кВ низкое сопротивление изоляции почти всегда приводит к глухому замыканию на землю.
Расчетный ток замыкания на землю - наибольший возможный в данной электроустановке ток замыкания на землю. В сетях напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью ток однофазного замыкания на землю в ряде случаев превышает нормируемые значения. Поэтому применение компенсирующих устройств индуктивного характера (компенсирующие реакторы) снижают значение емкостной составляющей тока замыкания на землю.
Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей которые могут оказаться под напряжением. Корпуса электрических машин трансформаторов светильников аппаратов и другие металлические нетоковедущие части могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус.
Если корпус при этом не имеет контакта с землей прикосновение к нему также опасно как и прикосновение к фазе. Защитное заземление может быть эффективно только в том случае если ток замыкания на землю не увеличивается с уменьшением сопротивления заземления. Это возможно в сетях с изолированной нейтралью где при глухом замыкании на землю или на заземленный корпус ток не зависит от проводимости заземления а также в сетях напряжением выше 1000 В с заземленной нейтралью.
В последнем случае замыкание на землю является коротким замыканием причем срабатывает максимальная токовая защита. В сети с заземленной нейтралью напряжением до 1000 В заземление неэффективно так как даже при глухом замыкании на землю ток зависит от сопротивления заземления и с уменьшением последнего ток возрастает. Поэтому защитное заземление применяется в сетях напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью и в сетях напряжением выше 1000 В как с изолированной нейтралью так и заземленной.
Поскольку заземление должно обеспечивать безопасность при прикосновении к нетоковедущим частям случайно оказавшимся под напряжением и при воздействии напряжения шага нормированию подлежат наибольшее напряжение прикосновения внутри контура наибольшее напряжение шага и напряжение относительно земли. Эти величины не должны превосходить длительно допустимых значений.
Зануление должно применяться только совместно с заземлением в электроустановках с заземленной нейтралью. Для обеспечения надежного отключения поврежденных электроприемников требуется чтобы ток однофазного КЗ не менее чем в 3 раза превосходил номинальных ток плавкой вставки ближайшего предохранителя.
Защита расстоянием осуществляется применением защитных кожухов ограждений применения конструктивных решений исключающих случайное прикосновение к токоведущим частям.
В настоящее время широко распространена двойная изоляция. Ее принимают в тех случаях когда электрооборудование эксплуатирует неквалифицированный персонал. Оно кроме основной изоляции токоведущих частей от ее корпуса имеет дополнительную изоляцию корпуса от металлических частей которые могут оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции.
Применение аппаратов защитного отключения обеспечивает быстрое отключение аварийного участка или сети в целом при возникновения замыкания на корпус или землю.
Выравнивание потенциалов имеют первостепенное значение в повышении условий безопасности т.к. при одновременном прикосновении человека к двух точкам имеющим разные потенциалы приводит к протеканию тока через тело человека. Выравнивание потенциалов достигается металлическим соединением всех электропроводных элементов установки между собой а также путем закладки в землю стальных полос и пластин.
Работы проводимые в действующих электроустановках по [27] в отношении мер безопасности разбиваются на четыре категории:
а) выполняемые при полном снятии напряжения;
б) выполняемые при частичном снятии напряжения;
в) выполняемые без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях находящихся под напряжением;
г) выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением;
Для подготовки рабочего места при работе со снятием напряжения по [27] должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:
а) произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения к месту проведения работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешены запрещающие плакаты;
в) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;
г) наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
д) вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до и после наложения заземлений.
2. Организационные мероприятия по обеспечению
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках по [27] являются:
а) оформление работы нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
в) надзор во время работы;
г) оформление перерыва в работе перевода на другое рабочее место окончание работы.
Наряд - это задание на безопасное производство работы оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание место работы время ее окончания условия безопасного проведения состав бригады и лиц ответственных за безопасность выполнения работы и пр.
По наряду производятся все работы по обслуживанию электроустановок выполняемые:
а) со снятием напряжения;
б) без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
в) без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением.
Распоряжение - это задание на производство работы определяющее ее содержание место время меры безопасности (если они требуются) и лиц которым поручено ее выполнение. Распоряжение может быть предано непосредственно или с помощью средств связи с последующей записью в оперативном журнале.
Текущая эксплуатация - это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом самостоятельно на закрепленном за ним участке в течение одной смены работ по перечню.

006_Обоснование выбора электропривода.doc

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ЭЛЕКТРОПРИВОДА ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Обоснование выбора электропривода основного технологического оборудования
На промышленных предприятиях электродвигатели потребляют значительную часть электроэнергии. А в нашем случае – более половины. Надежность и экономичность работы основного технологического оборудования в значительной мере зависит от правильного выбора электропривода. Соответствие электродвигателя приводимому им механизму определяется по механическим характеристикам.
Различают следующие типы механических характеристик:
- абсолютно жесткая механическая характеристика при которой частота вращения электродвигателя не зависит от изменений момента на валу. Такой характеристикой обладают синхронные двигатели;
- жесткая механическая характеристика при которой частота вращения электродвигателя незначительно уменьшается с увеличением момента на валу электродвигателя. Такая механическая характеристика свойственна двигателям постоянного тока параллельного возбуждения и асинхронным электродвигателям скольжение которых не превышает критическое;
- мягкая механическая характеристика при которой частота ращения электродвигателя значительно уменьшается с увеличением момента на валу. Такого рода характеристикой обладают электродвигатели постоянного тока с последовательным возбуждением.
Механические характеристики рабочих машин делятся на четыре типа:
- не зависящую от частоты вращения механическую характеристику при которой момент сопротивления не изменяется с изменением частоты вращения. Такой характеристикой обладают мельницы и транспортеры с постоянной массой передаваемого материала;
- линейно-возрастающую механическую характеристику. Такая характеристика присуща генератору постоянного тока с независимым возбуждением при постоянном сопротивлении нагрузки;
- нелинейно-возрастающую характеристику. К таким механизмам относятся например вентиляторы и лопастные насосы;
- нелинейно-спадающую механическую характеристику характерную для металлообрабатывающих установок.
Электродвигатели применяются в электроприводах различных производственных механизмов на всех промышленных предприятиях. Электропривод представляет собой комплекс электрических машин аппаратов и систем управления в котором электродвигатели конструктивно связаны с исполнительным механизмом и преобразуют электрическую энергию в механическую работу.
В качестве электропривода дробильных и насосных установок целесообразней применение асинхронного двигателя т.к. к достоинствам можно отнести: простое конструктивное исполнение легкость в обслуживании нет необходимости в наличии возбудителя легкий пуск низкая стоимость возможность работы с резкопеременной нагрузгой на валу.
Однако синхронные двигатели установленные на промышленном предприятии могут использоваться как компенсаторы реактивной мощности кроме того у них самый высокий КПД.
2. Перечень электроприемников основного и вспомогательного технологического оборудования
На участке крупного дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 установки грохочения. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1600 кВт. Установки грохочения в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 125 кВт.
На участке среднего дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 установки грохочения. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1250 кВт. Установки грохочения в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 100 кВт.
На участке мелкого дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 классификатора. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1000 кВт. Классификаторы в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 63 кВт.
На участке обогащения к основному технологическому оборудованию относят 2 центробежных концентратора имеющих в качестве привода асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 100 кВт.
Так же в цехе действует система приточной вентиляции и пылеулавливания в состав которой входит 4 вентилятора приводимых синхронными двигателями на напряжение 10 кВт мощностью 630 кВт.
Потребители 069 кВ: двигатели на кранах вентиляционных установках местной вентиляции насосах скребковых и ленточных транспортерах элеваторах.
Потребители 04 кВ: электродвигатели в ремонтных мастерских на токарных сверлильных и заточных станках сварочные трансформаторы сети освещения.
Нагрузка класса напряжения 04 кВ составляет 128 МВт.
Нагрузка класса напряжения 066 кВ составляет 5146 МВт.
3. Исходные данные на проектирование
Нагрузка в сети 04 кВ (считать равномерно распределенной):
Pн = 128 МВт cosφ=079 tgφ=078
Нагрузка в сети 066 кВ (считать равномерно распределенной):
Pн = 52 МВт cosφ=088 tgφ=054
Состав потребителей по категориям в % от общего кол-ва:
Потребители I категории М1=3%;
Потребители II категории М2=81%;
Потребители III категории М3=16%.
Режим работы предприятия трехсменный т.е. исходя из опыта работы коэффициент спроса на нагрузках выше 1 кВ будет 075-08 принимаем коэффициент спроса на нагрузках выше 1 кВ равным 079.
Состав нагрузки выше 1 кВ:
Синхронные двигатели: СТД-500-2Р-УХЛ 4Pн=500 кВт cosφ=09 tgφ=048.
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Ук-4УХЛ 4Pн=1600 кВт cosφ=085 tgφ=062;
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Х-4УХЛ 4Pн=1250 кВт cosφ=085 tgφ=062
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Х-6УХЛ 4Pн=500 кВт cosφ=08 tgφ=075.
На основании данных таблицы 2.1 осуществляем компоновку цеха. Все основные агрегаты компонуются на одном уровне расстояние между ними обусловлено максимальным углом наклона транспортера. Ситуационный план представлен на листе 1 графического приложения.
Таблица 2.1. Перечень и габаритные размеры основного технологического оборудования.
Габариты (длинаХширинаХвысота) м
Дробилка «Титан Д- 160-6»
Дробилка «Титан Д-160»
Дробилка «Титан Д-125»
Классификатор «Титан ВЦК 25»
Центробежный концентратор «Титан ЦКПП»
Поперечное сечение в сборе: 2х13;
Максимально допустимый наклон ленты: 45О ;

017_РЗиА.doc

12. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
Для защиты электрооборудования в схеме электроснабжения применяем устройства релейной защиты предназначенные для:
а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение(например замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы применяем дейсвие защиты только на сигнал;
б) реагирования на опасные ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.
В виду большой ответственности устройств релейной защиты применяем только проверенные опытом типовые схемы защиты.
При выборе устройств релейной защиты руководствуемся следующими требованиями к устройствам РЗиА:
)Селективность действия устройств РЗиА (автоматическое отключение от устройств РЗиА только поврежденного элемента сети).
)Чувствительность (действие защиты при минимально возможном токе к.з. в системе).
)Быстродействие (минимально возможное время срабатывания).
)Надежность (четкое действие всех элементов схемы защиты в течение расчетного времени в качестве которого принимают время между очередными плановыми проверками).Для обеспечения надежности применяем высококачественные и надежно работающие реле и другие аппараты РЗиА выполняем более простые схемы защиты с возможно меньшим числом реле контактов и цепей.
Согласно ПУЭ выбираем необходимый объем защит для всех присоединений данные сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1. Объем защит
Многофазные КЗ в обмотках трансформаторов и на его выводах
Дифференциальная защита с токовым реле типа РНТ
Витковые замыкания и другие повреждения внутри кожуха трансформатора
МТЗ с пуском от реле минимального напряжения
МТЗ с одним реле в одной фазе с действием на сигнал
Снхронные и асинхронные электродвигатели
Защита минимального напряжения
Защита от асинхронного хода
Многофазные КЗ в двигателях и на его выводах
Продольная дифференциальная защита (если токовая отсечка не отвечает требованиям чувствительности)
МТЗ нулевой последовательности
МТЗ нулевой последовательности с действием на сигнал
2. Автоматика и измерения
В системе электроснабжения для повышения надежности работы электрооборудования применяем следующие виды автоматики:
) Автоматическое повторное включение (АПВ).
АПВ трансформаторов ГПП при отключении от сквозных КЗ.
) Автоматическое введение резерва (АВР).
АВР сборных шин РУ ГПП.
АВР сборных шин 04кВ ТП.
) Автоматическая регулировка мощности конденсаторных установок по напряжению.
) Автоматическая разгрузка по частоте (АЧР) потребителей на стороне 10 кВ.
) Самозапуск электродвигателей при кратковременном (до 10с) исчезновении напряжения на шинах РП.
Для диспетчерского управления оборудованием предусматриваем:
Телеуправление выключателями объектов требующих частых переключений.
- положения не телеуправляемых выключателей вводов секционных и шиносоединительных выключателей выключателей трансформаторов;
- аварийного отключения любого выключателя ( один общий сигнал с контролируемого пункта) ;
- замыкания на землю в сетях высокого напряжения;
- срабатывания защиты действующей не на отключение а на сигнал (перегрузка первая ступень газовой защиты трансформатора и.т.д.) ;
- возникновения пожара на подстанции;
- открывания дверей необслуживаемого объекта;
- разные неисправности (один общий сигнал с контролируемого пункта – изменение температуры в помещении повреждения во вторичных цепях и.т.д.).
-напряжения на шинах ГПП.
-суммарной мощности получаемой от источника питания.
3. Расчет релейной защиты асинхронного электродвигателя
Для АД предусматриваются защиты от многофазных замыканий на линейных выводах и в обмотке статора однофазных замыканий на землю на линейных выводах и в обмотке статора токов перегрузки потери питания и понижения напряжения.
Токовая отсечка для защиты от многофазных замыканий;
Токовая защита нулевой последовательности для защиты от замыканий на землю в обмотке статора;
Максимальная токовая защита с выдержкой времени для защиты от токов перегрузки;
Защита минимального напряжения для защиты от потери питания и понижения напряжения.
Для защиты АД используем защиту от межфазных КЗ в качестве основной защиты а от перегрузки – резервная. Произведем расчет уставок релейной защиты.
Трансформаторы тока для РЗА ТЛК-10-3-1505.
Выбираем схему включения трансформаторов тока в неполную звезду. Коэффициент схемы КСХ = 1.
4. Расчет уставок защит
4.1. Расчет защиты от межфазных КЗ
В качестве защиты от межфазных КЗ применяем МТЗ мгновенного действия (ТО).
Ток срабатывания защиты определяем исходя из максимального пускового тока в режиме запуска:
где КН = 12 – коэффициент надежности;
КП = 7 – кратность пускового тока АД.
Ток срабатывания Sepam и коэффициент чувствительности:
где КТ – коэффициент трансформации.
Коэффициент чувствительности:
4.2. Расчет защиты от перегрузки
Ток срабатывания защиты находим:
где КВ = 08085 – коэффициент возврата.
Отстройка от пусковых токов производится выдержкой времени:
t = (120%130%)×tпуск »12 с. в процессе настройки.
4.3. Расчет защиты от однофазных замыканий на землю
где – ток небаланса при нормальном режиме работы в сети 10 кВ. Так как мы не знаем токи небаланса то рассчитаем ток гарантированной работы защиты.
Расчет тока однофазного замыкания на землю в распределительной сети 10 кВ выполним по упрощенной методике:
где U-напряжение распределительной сети кВ;
Iсд- емкостной ток синхронных двигателей
Суммарная длина кабельных линий- 221 км.
Емкостная составляющая тока от 2-х синхронных двигателей будет равна отношению реактивной мощности этих двигателей на напряжение:
Ток однофазного замыкания на землю превышает 5А следовательно установка защиты от замыкания на землю обязательна.
Защита выполняется с действием на отключение. Ток срабатывания защиты примем равным току гарантированной работы. Ток гарантированной работы защиты будет:
Этот ток может измениться при изменении оперативной схемы поэтому необходимо предусмотреть автоматическую перестройку уставок при изменении режима работы сети что не составит особого труда при использовании Sepam.
4.4. Расчет защиты минимального напряжения
Для скорейшего восстановления напряжения после отключения КЗ и самозапуска электродвигателей ответственных механизмов необходимо предусмотреть отключение защитой минимального напряжения электродвигателей неответственных механизмов выполненной с выдержкой времени для отстройки от посадок напряжения при межфазных КЗ чтобы избежать массового отключения двигателей. Это должна быть следующая ступень селективности после действия защиты от межфазных КЗ (она же резервирует защиту от межфазных КЗ). Защита от межфазных КЗ сделана без выдержки времени примем ступень селективности равной 05 сек тогда выдержка времени защиты минимального напряжения будет равна 05 сек.
Напряжение срабатывания защиты будет:
5. Система управления и контроля электрической частью
подстанций среднего напряжения компании Шнейдер Электрик
Согласно современным требованиям необходимо включать в АСУ ТП автоматизированную систему управления и контроля электроснабжением (АСУ ЭС) в качестве самостоятельной подсистемы.
Необходимость создания самостоятельной подсистемы АСУ ЭС продиктовано существенными отличиями управления в системах электроснабжения от управления «медленными» технологическими процессами:
- высокое быстродействие на всех уровнях процесса управления
- точная привязка по времени всей собираемой системой информации
- тяжелые условия работы аппаратуры
- независимые от системы АСУ ТП рабочие места операторов
Система ES - 1000 обеспечивает защиту контроль и техническое управление электрическими подстанциями среднего напряжения. Использование системы АСУ ЭС позволяет оптимизировать работу подстанции обеспечить безопасность повысить рентабельность и качество.
Основными функциями системы управления и контроля в таком случае будут:
- цифровая релейная защита (блоки SEPAM);
- выдача оперативной информации о текущем состоянии электрической сети;
- предоставление оператору возможности дистанционного управления;
- сигнализация о неисправностях и аварийных ситуациях;
- регистрация событий современными методами;
- защита от несанкционированного доступа.
В качестве устройств нижнего уровня системы управления и контроля используются специализированные блоки цифровой релейной защиты SEPAM - 2000. В этих устройствах могут быть реализованы как стандартные программы защит так и специфические типы защит разработанные в соответствии с потребностями пользователей. Все типы защит могут параметрироваться через систему управления и контроля. При необходимости ввода в SEPAM дополнительной информации возможно использование дополнительных модулей вводавывода.
Сбор информации от блоков SEPAM - 2000 производится по двухпроводной (четырехпроводной) сети стандарт RS-485. Используется протокол обмена Jbus. Все SEPAM-ы объединяются в несколько групп (каналов) которые напрямую подключаются к пункту управления без использования промежуточных концентраторов.
Пункт управления представляет собой персональный компьютер (IBM PC PENTIUM 200MHz 32Mbt 2Gb 3” - 144Mb) с установленными в свободные слоты платами связи APPLICOM PC4000. Возможно использовать до трех плат связи. Каждая плата имеет по 4 свободно программируемых канала RS485. На каждый канал может быть подключено до 8 блоков SEPAM - 2000.
Таким образом максимальное количество SEPAM - 2000 которые могут быть подключены к системе управления и контроля в стандартной конфигурации составляет 96. Для увеличения количества подключаемых SEPAM необходимо применять более сложную архитектуру.
Вся информация полученная от блоков защиты SEPAM или других контроллеров поддерживающих стандарт ModbusJbus поступает на персональный компьютер и обрабатывается программным обеспечением системы ES 1000 – Supervisor выполняющим функции управления и контроля.
6. Сведения по устройству защиты контроля и управления серии SEPAM
Повышению надёжности работы релейной защиты и автоматики способствует применение устройств РЗА с использованием цифровых технологий имеющих большое преимущество перед релейно-контактными устройствами и устройствами выполненные с использованием полупроводников. Рассмотрим основные преимущества:
Готовность к работе. Использование методов самотестирования и самодиагностики обеспечивает полный контроль за состоянием самого устройства. Обслуживающий персонал постоянно получает информацию о состоянии устройства. В случае неисправности постоянно действующие средства самодиагностики переводят устройство в заранее определённое нерабочее состояние исключая таким образом возможность непредсказуемых срабатываний.
Снижение общей стоимости. Интеграция всех функций необходимых для защиты и управлением объектом в одном блоке устройства SEPAM2000 даёт важные преимущества более рациональная эксплуатация оптимизированные технические характеристики и снижение общей стоимости при улучшении качества обслуживания.
На разработку: путём выбора блоков готовых к эксплуатации без детального проектирования.
На установку: путём интеграции вспомогательных реле а также измерительных приборов и устройств сигнализации.
На ввод в действие: благодаря простоте монтажа и наладки.
На эксплуатацию: благодаря дистанционному управлению и упрощённому доступу к информации.
На техобслуживание: за счёт уменьшения профилактических работ.
Безопасность. При разработке устройства были проведены расчёты по самой передовой технологии. Благодаря им риск неисправности в интегральном решении SEPAM сведён к минимуму.
Простота управления. В устройство нужно лишь ввести параметры (номинальные данные трансформаторов и общие сведения об электрической сети).
После анализа достоинств данного прибора принимаем к установке устройство серии SEPAM2000. Это устройство обладает высокими рабочими характеристиками и может применятся в различных областях. SEPAM2000 располагает широкими возможностями благодаря встроенному программируемому контроллеру и интерфейсу связи с системой диспетчеризации или другой централизованной системой управления. Встроенный программируемый контроллер значительно сокращает количество вспомогательных реле и связанных с ними цепей вторичной коммутации.
Каждое устройство разработано для различных присоединений и включает в себя все необходимые функции готовые к работе. Достаточно выбрать соответствующий тип устройства в таблице функций для каждого из следующих применений:
Каждый устройство поставляется со стандартной программой управления и сигнализации что позволяет использовать его без дополнительного проектирования и программирования. SEPAM2000 передаёт данные в диспетчерскую и таким образом оператор не покидая рабочего места немедленно информируется об обстановке для принятия соответствующих решений. SEPAM2000 заменяет такие измерительные приборы как амперметры вольтметры ваттметры счётчики энергии. На дисплей выводятся такие предупредительные сигналы или текущие сообщения поступающие от защит или логики управления.
Установка и подключение. Устройство поставляется в комплекте со всеми разъемами. Подсоединение осуществляется при помощи фиксирующих винтов.
Логика управления и сигнализация. Каждый тип SEPAM2000 имеет встроенный программируемый контроллер с 10 логическими входами и 6 выходами. Он используется для стандартного автоматизированного управления сетями: логическая селективность устройство повторного включения разгрузка.
Эксплуатация. Использование пульта TSM2001 позволяет легко считывать информацию и осуществлять регулировку. Пульт имеет клавиатуру дисплей на 4 строки по 20 символов и систему меню. С его помощью просто считывать результаты измерений выводить параметры изменять условия эксплуатации или получать текущую информацию. Доступ к регулировкам защит защищён паролем. Устройство хранит параметры и значения регулировок защит в памяти. В случае прекращения питания оперативным током параметры и значения сохраняются и восстанавливаются при возобновлении питания.
Запись осциллограмм аварийных режимов. Устройство имеет функцию записи осциллограмм аварийных режимов. Данная функция позволяет записывать аналоговые сигналы (ток напряжение) и логические состояния во время действия повреждения.
Связь. Устройство содержит модуль связи для подключения к системе диспетчеризации. Модуль связи обеспечивает:
- измерение электрических величин;
- управление выключателем;
- считывание и изменения регулировок;
- диагностику сети путём: записи событий в хронологическом порядке графического отображения измеряемых величин.

020_Экономика.doc

15. ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
Одно из основных направлений электросберегающей политики на промышленном предприятии является повышение уровня организации и планирования производства.
Во внимание принимаются только основные электроприёмники напряжения 10 кВ промплощадки цеха. В число высоковольтного оборудования входят силовые трансформаторы эл. двигатели кабельные линии вакуумные выключатели трансформаторы тока трансформаторы напряжения.
В связи с тем что режим работы плавильного цеха трёхсменный экономия электроэнергии осуществляется только за счёт освещения и малоответственных электроприёмников путем создания специальных хозрасчетных бригад из технологического персонала.
Учёт расхода электроэнергии производится посредством снятия показаний счётчиков электрической энергии персоналом энергослужбы цеха а также персоналом энергосистемы. Учёт и контроль потребляемой электроэнергии производится главным энергетиком цеха. Им же составляется баланс электроэнергии в соответствии с годовым планом производства.
1. Определение потребности плавильного цеха в электроэнергии
Расход электроэнергии в цеху осуществляется по следующим статьям: производство; цеховые расходы включающие в себя освещение ремонтные сети; вентиляцию (приточные камеры); силовое оборудование.
Расход электроэнергии на производственные нужды взят из технико-экономических расчетов на предприятии для данного цеха. Ведомость расхода электроэнергии приведена в табл. 15.1.
Таблица 15.1. Ведомость расхода электроэнергии
Технологические расходы (тыс. кВт·ч)
Цеховые расходы (тыс. кВт·ч)
Вентиляция (тыс. кВт·ч)
Силовое оборудование (тыс. кВт·ч)
Всего по цеху (тыс. кВт·ч)
Годовой электробаланс цеха составляем исходя их условия:
Потери электроэнергии в сетях и трансформаторах составляют примерно 4% от потребляемой энергии:
Баланс цеха по энергопотреблению представлен в табл. 15.2.
Таблица 15.2. Электробаланс цеха на год
Выработано собственной ТЭЦ
Получено от других источников
Непроизводственные потребители всего
Силовое оборудование
Потери в сетях и трансформаторах
2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта электрооборудования и сетей цеха
Система технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования (ТОР ЭО) – система так называемого планово-предупредительного типа. Сущность такой системы технического обслуживания и ремонта заключается в том что по истечении определенного отработанного времени в момент ожидаемого отказа производятся различного вида ремонтные воздействия (техническое обслуживание текущий средний или капитальный ремонт). Чем меньше по времени разрыв между фактическим моментом отказа и моментом ожидаемого отказа и выполнения соответствующего ремонтного воздействия на объект тем эффективнее и экономичнее система технического обслуживания и ремонта.
В этом разделе рассматривается организация технического обслуживания и ремонта электрооборудования напряжением выше 1000 В организация учета электрооборудования его резервирование и обеспечение запасными частями. Техническое обслуживание – комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности и исправности изделия при использовании по назначению ожидании хранении и транспортировании.
Ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделии или их составных частей. Различают следующие виды ремонта: капитальный средний текущий плановый неплановый регламентированный по техническому состоянию.
Обслуживание действующих электроустановок плавильного цеха проведение в них оперативных переключений организация и выполнение ремонтных работ осуществляется подготовленным электротехническим персоналом цеха.
Периодичность ремонтов и их длительность устанавливается системой технического обслуживания и ремонта электрооборудования (ТОР ЭО). Объем и графики ремонтов электрооборудования и аппаратов регламентируются ежегодными планами.
2.1. Нормативы системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования (ТОР ЭО)
Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта на основное технологическое оборудование а также измерительные и защитные устройства приведена в табл. 15.3. Кабельные линии из сшитого полиэтилена в техническом осмотре не нуждаются так как завод-изготовитель гарантирует их нормальную работу в течение 20 лет.
Таблица 15.3. Структура и продолжительность циклов ТОР ЭО
Число текущих ремонтов в ремонтном цикле
ремонтного цикла лет
межремонтного периода мес
межосмотрового периода мес
Силовые трансформаторы
Трансформаторы тока типа ТЛК
Трансформаторы напряжения НАМИ
Нормы трудоёмкости ремонтных работ приведены в табл. 15.4.
Таблица 15.4. Нормы трудоёмкости ремонта
Наименование оборудования
Технические характеристики
Норма трудоёмкости ремонта чел.–ч
Трансформаторы тока ТЛК
2.2. Разработка календарных планов графиков ремонта электрооборудования и сетей
График ремонтов на полный ремонтный цикл разрабатывают для тех видов оборудования которые были указаны в табл. 16.4.
Годовой план-график технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования (ТОР ЭО) на плановый год приведен в табл. 15.5.

Отчет по практике.doc

Федеральное агентство по побразованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
о преддипломной практике
Тема: «Электроснабжение дробильного цеха обогатительной фабрики»
Место прохождения практики: НОФ
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Предприятие по обогащению руд цветных металлов расположено на отдельной промышленной площадке. Согласно ПУЭ месторасположение завода относится к III зоне по скоростному напору ветра и по толщине стенки гололеда к району с умеренной пляской проводов.
Основное назначение дробильного цеха заключается в первичном измельчении медесодержащих и никельсодержащих руд.
Объект электроснабжения получает электроэнергию напряжением 110 кВ по высоковольтным воздушным линиям.
Процесс переработки руды в дробильном цехе осуществляется непрерывно и образует последовательную технологическую цепь состоящую из следующих участков:
Склад сырья с системой транспорта – для приема хранения сырья и подачи его на следующий участок.
Участок крупного дробления (УКД) – осуществляет первичное дробление поступающей руды до крупности на выходе до 270 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий уча сток или возврата на додробление.
Участок среднего дробления (УСД) – осуществляет дробление руды до крупности 100-110 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий участок или возврата на додробление.
Участок мелкого дробления (УМД) – осуществляет дробление руды до крупности 25 мм с сортировкой по классу крупности и системой транспорта для подачи руды на следующий участок или возврата ее на додробление.
Участок обогащения центробежно-гравитационным методом – осуществляет сортировку руды по содержанию металла (условно на бедную и богатую руду) так же имеет систему транспорта для подачи готовой продукции на следующий этап производства (в измельчительно-флотационный цех) или склад готовой продукции.
Участок по ремонту основного технологического оборудования (УРОО) – для ремонта основного технологического оборудования.
Основными потребителями дробильного цеха являются электроприводы дробилок вентиляторов 10 кВ а также электроприводы 04 кВ системы транспорта насосов кранов станков. Так как перерыв электроснабжения приводит к массовому недоотпуску продукции простою оборудования то по ПУЭ п. 1.2.17 в отношении обеспечения надёжности электроснабжения дробильный цех относится ко 2-ой категории надёжности электроснабжения.
Есть потребители электроэнергии первой категории к которым относят систему противоаварийной автоматики аварийного останова основного технологического оборудования. Исходя из того что дробильный цех имеет в основном потребители второй категории надежности электроснабжения а также имеются потребители первой категории надежности электроснабжения то он должен получать электроэнергию от двух независимых взаимно резервирующих источников.
По совокупности факторов производственной среды сказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда дробильный цех относится к категории производств с вредными условиями труда.
Особенностью процесса является выделение большого количества вредных пылевых взвесей образующихся в дробильных агрегатах транспортировка и перегрузка больших количеств пылящих материалов. Характерными общими опасностями отделения являются:
- наличие значительного количества двигателей;
- повышенный уровень шума и вибрации;
- запыленность воздуха рабочей зоны.
Вредные и опасные производственные факторы при несоблюдении требований безопасности либо в аварийных ситуациях могут вызвать у технического и обслужащего персонала:
- поражение слизистых оболочек и внутренних органов при длительном воздействии пыли;
- механические травмы;
- поражение электрическим током;
- поражение органов слуха и вестибулярного аппарата.
Нормативные условия труда обеспечивают безаварийную работу оборудования в строгом соответствии с требованием технологической инструкции и системой приточно-вытяжной вентиляции.
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
1. Перечень электроприемников основного и вспомогательного технологического оборудования
На участке крупного дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 установки грохочения. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1600 кВт. Установки грохочения в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 125 кВт.
На участке среднего дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 установки грохочения. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1250 кВт. Установки грохочения в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 100 кВт.
На участке мелкого дробления к основному технологическому оборудованию относятся 4 дробилки и 2 классификатора. Дробилки в качестве приводов имеют асинхронные машины на напряжение 10 кВ мощностью 1000 кВт. Классификаторы в качестве привода имеют асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 63 кВт.
На участке обогащения к основному технологическому оборудованию относят 2 центробежных концентратора имеющих в качестве привода асинхронные машины на напряжение 660 В мощностью 100 кВт.
Так же в цехе действует система приточной вентиляции и пылеулавливания в состав которой входит 4 вентилятора приводимых синхронными двигателями на напряжение 10 кВт мощностью 630 кВт.
Потребители 069 кВ: двигатели на кранах вентиляционных установках местной вентиляции насосах скребковых и ленточных транспортерах элеваторах.
Потребители 04 кВ: электродвигатели в ремонтных мастерских на токарных сверлильных и заточных станках сварочные трансформаторы сети освещения.
Нагрузка класса напряжения 04 кВ составляет 128 МВт.
Нагрузка класса напряжения 066 кВ составляет 5146 МВт.
2. Характеристики электроприемников
Нагрузка в сети 04 кВ (считать равномерно распределенной):
Pн = 128 МВт cosφ=079 tgφ=078
Нагрузка в сети 066 кВ (считать равномерно распределенной):
Pн = 52 МВт cosφ=088 tgφ=054
Состав потребителей по категориям в % от общего кол-ва:
Потребители I категории М1=3%;
Потребители II категории М2=81%;
Потребители III категории М3=16%.
Режим работы предприятия трехсменный т.е. исходя из опыта работы коэффициент спроса на нагрузках выше 1 кВ будет 075-08 принимаем коэффициент спроса на нагрузках выше 1 кВ равным 079.
Состав нагрузки выше 1 кВ:
Синхронные двигатели: СТД-500-2Р-УХЛ 4Pн=500 кВт cosφ=09 tgφ=048.
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Ук-4УХЛ 4Pн=1600 кВт cosφ=085 tgφ=062;
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Х-4УХЛ 4Pн=1250 кВт cosφ=085 tgφ=062
Асинхронные двигатели: ДАЗО4-560Х-6УХЛ 4Pн=500 кВт cosφ=08 tgφ=075.
На основании данных таблицы 2.1 осуществляем компоновку цеха. Все основные агрегаты компонуются на одном уровне расстояние между ними обусловлено максимальным углом наклона транспортера. Ситуационный план представлен на листе 1 графического приложения.
ПЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Одним из основных этапов проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы оборудования.
В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:
установленной мощности и коэффициенту спроса;
средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней
(статистический метод);
средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;
средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных
Вторая группа включает в себя методы расчета по:
удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени; удельной нагрузке на единицу производственной площади.
Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов.
В данном дипломном проекте был применен метод расчета по установленной мощности и коэффициенту спроса.
1. Расчет электрических нагрузок на стороне 04 кВ
Расчетные нагрузки электроприемников определяем по методу коэффициента спроса. Он используется при отсутствии графиков нагрузок и используется для предварительного определения общезаводских нагрузок.
Для того чтобы использовать данный метод необходимо знать установленную мощность РНОМ группы электроприемников коэффициенты мощности φ и спроса КС данной группы определяемые по справочным материалам.
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяем по формулам:
где KС - коэффициент спроса данного электроприемника определяемый по справочным данным [5];
РНОМ - номинальная паспортная мощность электроприемника определяется в исходных данных.
соответствует данной группы электроприемников;
Расчет электрической нагрузки 04 кВ:
Принимаем коэффициент спроса равным 071 так как режим работы предприятия трехсменный.
2. Расчет электрических нагрузок на стороне 066 кВ
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяем по формулам (3.1-3.3) аналогично расчету нагрузки 04 кВ.
Расчет электрической нагрузки 066 кВ:
Принимаем коэффициент спроса равным 073.
3. Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ
Расчетная нагрузка группы однородных электроприёмников определяется по формулам [5]:
где KС - коэффициент спроса данного электроприемника определяемый по справочным данным [5]; РНОМ - номинальная паспортная мощность электроприемника определяется в исходных данных; n - количество приемников одинаковой мощности.
где соответствует данной группы электроприёмников.
Расчет электрических нагрузок двигателя ДАЗО4-560Ук-4УХЛ расположенных на участке крупного дробления:
Принимаем коэффициент спроса равным 085:
Расчет электрических нагрузок остальных потребителей на стороне 10 кВ производим аналогичным способом. Результаты расчетов сводим в табл. 3.2.
Таблица 3.2. Расчет электрических нагрузок на стороне 10 кВ.
Наименование участка цеха
Участок крупного дробления
Участок среднего дробления
Участок мелкого дробления
Участок вентиляции и пылеулавливания