Электрооборудование и электроснабжение копра участка СС-1 рудника Октябрьский

Схема №1.dwg

ДП 2068046-1806-58-05 Э3-1
РП-302 скипового ствола
Принципиальная однолинейная
схема электроснабжения

Схема №3.dwg

Сх. расчетная_1.dwg

Сх. замещения_1.dwg

Основная надпись_1.dwg

Реакторы.doc

РЕАКТОРЫ ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ БЕТОННЫЕ
Технические данные геометрические и установочные размеры одинарных реакторов типа РБГ (исполнения УХЛ 1) представлены в табл.2.1 а расположение фаз - рис.2.7.
Технические данные геометрические и установочные размеры одинарных реакторов типов РБ РБУ РБГ РБД РБДУ РБДГ (исполнения УХЛ 3) представлены в табл.2.2 а расположение фаз-рис.2.8.
Технические данные геометрические и установочные размеры сдвоенных реакторов типов РБС РБСУ РБСГ РБСД РБСДУ РБСДГ (исполнения УХЛ 3) представлены в табл.2.3 а расположение фаз - рис.2.9.
Реакторы выпускаются с углами между выводами - 0° 90° 180° .Реакторы данные которых представлены в таблицах 2.1 + 2.3. соответствуют ГОСТ' 14794-79.
СТРУКТУРА УСЛОВНОГО ОБОЗНАЧЕНИЯ
РБ — реактор бетонный;
X - тип реактора:' С - сдвоенный реактор;
отсутствие буквы означает одинарный
X - вид охлаждения: Д - принудительное-воздушное; отсутствие буквы означает естественное охлаждение;
X - расположение фаз: Г - горизонтальное У - ступенчатое; отсутствие буквы означает вертикальное расположение;
X — класс напряжения кВ;
X — номинальный ток А; у сдвоенных реакторов впереди помещается обозначение 2х";
X — номинальное индуктивное сопротивление при частоте сети 50 Гц Ом; у сдвоенных реакторов обозначается сопротивление ветви;
X — климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69;
X — категория размещения по ГОСТ 15150-69.
Рис. 2.7. Расположение фаз в одиночных реакторах РБГ исполнения УХЛ 1
Рис. 2.8. Расположение фаз в одиночных реакторах исполнения УХЛЗ:
а - вертикальное (РБ РБД); б - ступенчатое (РБУ РБДУ); в - горизонтальное (РБГ РБДГ)
Рис. 2.9. Расположение фаз в сдвоенных реакторах исполнения УХЛЗ:
а - вертикальное (РВСРБСД); б- ступенчатое (РПСУ РБСДУ); в - горизонтальное (РБСГ РБСДГ)
Конструктивные данные
Номинальное индуктивное сопротивление Ом
Электродинамическая стойкость к А
Термическая стойкость
Количество параллельных проводов
Количество витков в рядах
Длительно допустимый ток при естественном охлаждении А
Количество охлаждающего воздуха
Электродинамическая стойкость кА
на комплект из 3-х (2-х) фаз м3мин
* Для реакторов с горизонтальным расположением фаз.
Номинальный коэффициент связи
Номинальные потери на фазу кА
Электродинамическая стойкость при встречных токах КЗ кА
Сечение проводов мм2

Схема №2.dwg

КП 2068046-1806-14-05 ПЗ
ДП 2068046-1806-58-05 Э3-2
Транспортер проссора
Вентилятор аспирации
Пластинчатый питатель
схема электроснабжения
Принципиальная однолинейная
ТП-302 скипового ствола

Сх. расчетная_2.dwg

Сх. замещения_2.dwg

Диплом.doc

Общие сведения о руднике “Октябрьский” .. .. 6
1.Местонахождение предприятия и его общая характеристика . 6
2.Краткое описание электрооборудования скипового ствола . 10
3.Электроснабжение рудника “Октябрьский” 11
Электрооборудование и электроснабжение скипового ствола 14
1. Расчет электрических нагрузок ТП-302 14
2. Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-302 28
3. Выбор сечения жил высоковольтных кабелей 35
4. Расчет токов короткого замыкания для высоковольтной сети 38
5. Выбор и проверка жил кабелей по термической стойкости
к току короткого замыкания . 53
6. Выбор реактора для синхронного двигателя СДСЗ-290-1216У4 . 55
7. Выбор высоковольтной аппаратуры . 57
8. Расчет низковольтной сети ТП-302 .. 71
9.Заземление электрооборудования скипового ствола 111
10. ПБ при эксплуатации электрооборудования скипового ствола 115
Экономика и организация производства 120
1. Организация труда и система управления скиповым стволом 120
3. Расчет себестоимости эксплуатационных затрат на
содержание и ремонт электрооборудования скипового ствола 125
Библиографический список 149
Целью дипломного проекта является модернизация схемы электроснабжение участка скипового ствола на основе расчета электрических нагрузок характеристики основных потребителей и классификации электроприемников.
При разработке проекта предусмотрено рассмотреть следующие вопросы:
Произвести расчет электрических нагрузок ТП-302 скипового ствола;
По данным расчета электрических нагрузок выбрать число и мощность с учетом компенсации реактивной мощности силовых трансформаторов ТП-302. Проверить выбранную мощность трансформаторов на систематические и аварийные перегрузки.
Произвести выбор высоковольтных кабелей по допустимому нагреву длительным током нагрузки по экономической плотности тока термической стойкости к току короткого замыкания. Проверить выбранные сечения жил кабелей по потере напряжения.
Рассчитать трехфазные токи короткого замыкания на шинах РП-302 и ТП-302 вводе силовых трансформаторов ТП-302 скипового ствола.
Выбрать высоковольтную аппаратуру РП-302 и ТП-302.
Рассчитать низковольтную сеть скипового ствола напряжением 380 В. Освещение надшахтного здания рассчитать методом коэффициента использования. Выбрать магистральные шины на секциях ТП-302 проверить их на динамическую стойкость к токам короткого замыкания. Выбрать низковольтные кабели и провода по допустимому нагреву длительным током нагрузки проверить сечения жил кабелей и проводов на соответствие аппарата защиты.
Рассчитать однофазные и трехфазные токи короткого замыкания на щитах 1ЩСУ 2ЩСУ 3ЩСУ 4ЩСУ 5ЩСУ 6ЩСУ 6ЩСУ-1 7ЩСУ 8ЩСУ в местах соединения кабелей с электродвигателями и щитами освещения.
Выбрать пуско-защитную низковольтную аппаратуру и проверить автоматические выключатели по отключающей способности на трехфазный и однофазный токи короткого замыкания.
При выборе оборудования произвести замену масляных выключателей на вакуумные выключатели поскольку они являются относительно новыми аппаратами. У вакуумных выключателей малые габариты и масса; длительный срок службы без ремонта при частых операциях; исключительно быстрое восстановление электрической прочности промежутка после погасания дуги.
Проектируемые электроустановки обладают рядом свойств повышенной опасности особенно в условиях Крайнего Севера где сооружение заземления и принятие мер безопасности требует специальных мероприятий.
Общие сведения о руднике “Октябрьский”
1. Местонахождение предприятия и его общая характеристика
Норильский промышленный район (НПР) расположен на севере Красноярского края в 90 км к востоку от р. Енисей (порт Дудинка) к югу от озера Пясино на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Возник в 30—40-е годы благодаря освоению месторождений медно-никелевых руд открытых в 20-е годы геологом Н.Н.Урванцевым. Для освоения этих месторождений в 1935г. началось сооружение поселков Норильск (центр добычи) и Валёк (пристань на р.Норильская).
53 г. стал годом присвоения Норильску статуса города. В 1954 г. завершено строительство основных объектов комбината погенеральному плану а 1955 г. началась замена лагерного контингента рабочихна организованный набор. Год 1956-й ознаменовался прибытием настроительство Норильска 7000 добровольцев из Москвы и Ленинграда. В 1959 г.комбинат вышел на порог рентабельности. В 1960 г. произошло событие которое по-новому осветило промышленные перспективы района: геологи открыли Талнахское месторождениемедно-никелевых руд. В 1962 г. приступили к строительству рудника и поселкав Талнахе а в 1964 г. комбинат был объявлен Всесоюзной ударнойкомсомольской стройкой.
НПР характеризуется континентальным климатом с резкими колебаниями температуры воздуха. Изменение температуры в течение суток достигает 30-34 ºС.
Среднемесячная температура в наиболее холодный период может достигать
до –37 ºС (январь 1974 года). Анализ метеорологических данных показывает что для районов Таймырского региона годовая амплитуда колебаний температур мо-жет достигать 80-100 ºС. Среднегодовая температура воздуха равна 86°.
Климат НПР отличается также сильными ветрами резко меняющимися по скорости и по направлению снежными заносами вызываемыми не столько снегопадами сколько переносом снега ветром. Порывы ветра могут достигать 40-45 мс. В декабре январе и марте количество дней с сильными ветрами может доходить до 22 в месяц. Продолжительность метелей и поземок в среднем за зиму составляет 36% (2049 часов) календарного времени а в отдельные месяцы доходит до 81%. Средняя продолжительность одной метели (по данным за 10 зим) составляет двое - трое суток наибольшая непрерывная продолжительность одной метели – 11 суток. Снежный покров окончательно ложится в конце сентября и сходит в конце мая – начале июня.
Новый импульс развитию НПР придало открытие новых месторождений с более мощными запасами медно-никелевых руд в 25—30 км к северо-востоку от Норильска — в Талнахе (в предгорьях Хараелахского хребта).
В июле 1969 года на основании Постановлений Совета Министров № 304 от 25 апреля 1969 года "О первоочередных мерах по освоению богатых медно-никелевых руд Октябрьского месторождения и об оказании помощи Норильскому горно-металлургическому комбинату" и № 661 от 14 апреля 1969 года "О мерах по улучшению организации строительства Норильского горно-металлургического комбината" начато строительство рудника "Октябрьский".
марта 1974 года на 31 месяц ранее запланированного введена в эксплуатацию I очередь рудника "Октябрьский". Основными вводимыми объектами явились: комплексы вспомогательно-закладочного ствола (ВЗС) вспомогательно-скипового ствола (ВСС) и вентиляционных стволов ВС-12; временная закладочная установка объекты энергетического хозяйства столовая горные выработки откаточного горизонта -800 метров и вентиляционно-закладочного горизонта -700 метров объекты транспортного хозяйства.
декабря 1974 года введена II очередь рудника. Построен копер и надшахтное здание грузового ствола ремонтно-механический цех склад материалов и оборудования введены в эксплуатацию часть откаточных и вентиляционно-закладочных горных выработок объекты транспортного хозяйства и артезианские скважины.
декабря 1975 года введена III очередь рудника. Введены в работу клетевой ствол КС-1 столовая на основной промплощадке и административно-бытовой комбинат на вспомогательной площадке.
марта 1977 года введена IV очередьрудника. Сданы в эксплуатацию горные выработки горизонтов -650м -700м -800м административно-бытовой комбинат на основной площадке турбокомпрессорная и первая очередь закладочного комплекса.
октября 1978 года введена в работу V очередь рудника. Сданы в эксплуатацию клетевой ствол КС-2 вторая очередь административно-бытового комбината на основной площадке горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м -700м -800м -957м.
декабря 1979 года введена в работу VI и VII очереди рудника. Переданы в эксплуатацию скиповой ствол СС-1 вентиляционный ствол ВС-3 с надшахтными зданиями и вентиляторной горные выработки откаточных и закладочных горизонтов -700м -800м -957м.
декабря 1981 года введена в работу VIII очередь рудника. Введены в работу скиповой ствол СС-2 для подъема руды и породы шахты №2 горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м -750м -800м -850м -957м.
декабря 1985 года введена в работу IX очередь рудника. Введены в работу грузовой ствол ГС для спуска и подъема крупногабаритного оборудования и подачи свежего воздуха горные выработки откаточных и закладочных горизонтов - 650м -750м -850м -957м.
декабря 1992 года был подписан акт государственной комиссии о приемке в эксплуатацию I пускового комплекса рудника "Октябрьский" для восполнения выбывающих мощностей.
В третьем квартале 1993 года принят в эксплуатацию II пусковой комплекс. Рудник стал добывать руду в разделительном массиве между шахтами №1 и №2 (PМ-1).
июня 1994 года принят в эксплуатацию III пусковой комплекс для восполнения выбывающих мощностей по богатым рудам.
декабря 1995 года введен в эксплуатацию первый этап IV пускового комплекса вскрытия новых горизонтов для восполнения выбывающих мощностей рудника «Октябрьский».
В декабре 1999г. введен в эксплуатацию I пусковой комплекс по медистым рудам.
В декабре 2002г. вводится в эксплуатацию II пусковой комплекс по медистым рудам.
2. Краткое описание электрооборудование
участка скипового ствола
На скиповом стволе установлено следующее оборудование:
Синхронные двигатели типа СДСЗ-290-1216У3 – 2предназначенных для привода генератора постоянного тока;
Генераторы постоянного тока типа П2-42-13КУ3 – 2предназначенных для питания подъемных двигателей постоянного тока;
Двигатели постоянного тока типа П2-800-255-8КУ4 – 2предназначенных для подъема горной массы на поверхность;
Двигатели вентиляторных установок типа 4А250M4У3 – 4предназначенных для охлаждения генератора синхронного двигателя и двигателя постоянного тока;
Двигатели пластинчатых питателей типа 4А250M8У3 – 2предназначенных для транспортировки горной массы;
Двигатели транспортеров проссора типа 4А100S4У3 – 2предназначенных для транспортировки просыпи горной массы;
Двигателей пожарных насосов типа 4А180M2У3– 2предназначенных для подачи воды к очагу возгорания;
Двигателя электрозадвижки типа АИС71А4У3 предназначенного для поддержания оптимального уровня воды в пожарном баке при её понижении до нижнего уровня;
Двигатели вентиляторов обогрева копра типа 4А250S4У3 – 2 шт.;
Двигатели лебедок типа 4А112M4У3 – 10предназначенных для перекрытия монтажного проема и ствола для производства работ;
Двигатели компрессоров типа 4А250S6У3 – 2предназначенных для поддержания постоянного давления воздуха в системе при остановке главной компрессорной установки;
Двигатели маслостанций типа 4АХ90L4У3 – 4предназначенных
для принудительной циркуляции масла к подшипникам качения.1.3 Электроснабжение рудника
Основными потребителями электроэнергии на поверхности рудника являются электродвигатели 6 кВ и 04 кВ подъемных машин турбо компрессоров вентиляторов калориферов и электроосвещение.
Потребители электроэнергии рудника «Октябрьский» по степени бесперебойности электроснабжения относятся к I и П категориям.
Источником электроэнергии для электроприёмников рудника «Октябрьский» является Норильская ТЭЦ-2 электроснабжение всех ГПП рудника осуществляется от ТЭЦ-2 по ВЛ 110кВ.
Схемы коммутации ГПП принимаются без выключателей на стороне высшего напряжения с установкой короткозамыкателей в цепях трансформаторов.
На ОРУ-110кВ принята упрощённая схема с отделителями и короткозамыкателями и «мостиком» со стороны ВЛ.
РУ 6кВ выполняются с одинарной системой шин секционированный на четыре секции с АВР на секционных масляных выключателей предусматриваются комплектные устройства БПРУ.
Предусматриваются следующие виды защит на трансформаторах ТРДН-32000110:
Продольная дифференциальная защита.
Максимальная токовая защита с выдержкой времени с вольтметровой
блокировкой на стороне высшего напряжения.
Максимальная токовая защита с выдержкой времени на вводах 6кВ.
Газовая защита в баке трансформатора действующая на отключение и на
Газовая защита в баке переключающего устройства действующая на
отключение и на сигнал.
Реле уровня масла с действием на сигнал.
Защита от перегрузки с действием на сигнал.
Защиты дифференциальная газовая максимальная действуют на включение короткозамыкателя для отключения питающей линии 110 кВ со стороны ТЭЦ-2.
После включения короткозамыкателя в первую бестоковую паузу производится отключение повреждённого трансформатора с помощью отделителя.
На питающих линиях 110кВ на ТЭЦ-2 (яч.621) предусматривается 2-х
ступенчатая токовая защита от междуфазных к.з. и 2-х ступенчатая земляная
защита. Ячейка №6 оборудована вышеуказанной защитой для ячейки №21
необходимо предусматривать защиту вновь.
На секционных масляных выключателях предусматривается максимальная токовая защита с выдержкой времени с ускорением при действии АВР.
На линиях ТП предусматривается максимальная токовая защита от однофазных замыканий с действием на сигнал.
На линиях электродвигателей предусматривается дифференциальная защита от асинхронного хода с реле мощности защита от однофазных замыканий с действием на отключение защита минимального напряжения защита от перегрузки.
Управление вводными и секционными выключателями 6 кВ на ГПП
предусматривается со щита управления на котором размещается также
аппаратура защиты и автоматики силовых трансформаторов и секционных
выключателей. Управление выключателями линий 6 кВ производится с помощью ключей установленных на камерах. Защита силовых трансформаторов и секционных выключателей 6 кВ выполняется на переменном оперативном токе. В качестве источника энергии для отключения вводных и секционных выключателей 6 кВ и отделителей 110 кВ используются предварительно заряженные конденсаторы.
Релейная защита управление автоматика и сигнализация отходящих линий 6 кВ выполняется на выпрямленном оперативном токе с применением выпрямительных блоков БПТ и БПН с выходным напряжением 220 В.
Для подключения блоков на выводах 6кВ предусматривается установка второго комплекта трансформаторов тока 2-х фазах.
Питание цепей соленоидов включения электромагнитных приводов выключателей предусматривается от комплектных выпрямительных устройств типа БПРУ.
Предусматривается аварийная и предупредительная сигнализация на подстанции приспособленная для выдачи телесигналов диспетчеру сетей и подстанций.
Распределительные устройства 110 кВ открытого типа (ОРУ 110 кВ) всех ГПП выполнены по упрощенной схеме с отделителями и короткозамыкателями.
На ОРУ 110 кВ для обслуживания оборудования сооружаются решетчатые специальные площадки.
Из-за больших снежных заносов всё электрооборудование ОРУ 110 кВ приподнято над землёй.
Распределительные устройства 6 кВ всех ГПП (РУ-6 кВ) выполняется закрытого типа.
Закрытая часть ГПП выполняется в одноэтажном исполнении с продуваемым кабельным подпольем.
Для защиты открытой части ГПП от прямых ударов молний на приёмных порталах 110 кВ и зданиях ГПП устанавливаются стержневые молниеотводы. Для защиты оборудования от атмосферных перенапряжений на вводах ГПП со стороны 110 кВ и на шинах 6 кВ устанавливаются комплекты вентильных разрядников.
Распределительные подстанции 6 кВ и трансформаторные подстанции 604 кВ выбраны с учётом распределения нагрузок удобства обслуживания.
Все оборудование участка запитано от распределительного пункта РП-302 и трансформаторной подстанции ТП-302. От РП-302 запитаны синхронные двигатели типа СДСЗ-290-1216У4. На ТП-302 находится два понижающих трансформатора типа ТМЗ-100010 которые понижают напряжение с 6 кВ до
Электрооборудование и электроснабжение
1. Расчет электрических нагрузок трансформаторной
Расчет покажем на примере 6ЩСУ и 6ЩСУ-1. Аналогичные расчеты для 1ЩСУ 2ЩСУ 3ЩСУ 4ЩСУ 5ЩСУ 7ЩСУ 8 ЩСУ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.
1.1. Расчет электрических нагрузок щита силового
Электропотребители 6ЩСУ-1 (см. табл. 2.1):
- тип двигателя 4А180М2У3 Р н= 30 кВт – количество 2 шт.
- тип двигателя АИС71А4У3 Рн = 025 кВт – количество 1 шт.
Заполним графы 1 2 и 3 табл. 1.2.
Графа 4. Минимальная мощность одного электроприемника (ЭП) Рн. m максимальная мощность Рн. max = 30 кВт.
Графа 5. Просуммируем все номинальные мощности: ΣРн = 3025 кВт.
Графа 6. Показатель силовой сборки:
Графа 7. Из табл. 5 [8] коэффициент использования Ки для пожарного насоса 07; для электрозадвижки 06.
Графа 8. Находим коэффициент мощности cosφ для пожарного насоса и электрозадвижки из технической характеристики двигателей (табл. 2.1.).
tgφ можно определить по формуле:
Графы 11; 12. nэ и Км не определяем так как потребителей 6ЩСУ -1менее 3 (см. табл. 9 [8]).
Графа 13. Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла работающих с постоянным графиком нагрузки определяется:
Графа 14. Максимальная реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП принимается:
Графа 15. Максимальная полная нагрузка от силовых ЭП определяется:
Числитель – максимальный ток Iм необходим для выбора сечения проводников по условию нагрева токами нагрузки:
Знаменатель – пиковый ток Iп необходим для выбора аппаратов. Пиковый ток для группы электродвигателей определяется при количестве ЭП по формуле:
– суммарный номинальный ток группы ЭП без учета номинального тока Iн. max наибольшего по мощности электродвигателя А:
1.2. Расчет электрических нагрузок щита силового
- тип двигателя 4А90L4У3 Рн= 22 кВт – количество 1 шт.;
транспортер проссора
- тип двигателя 4А100S4У3Рн= 3 кВт – количество 1 шт.;
пластинчатый питатель
- тип двигателя 4А250М8У3 Рн= 45 кВт – количество 2 шт.;
- тип двигателя 4А200L6У3 Рн= 30 кВт – количество 2 шт.
Заполним графы: 1 2 и 3 таблицы 2.2.
Графа 4. Минимальная мощность одного электроприемника (ЭП) Рн. m максимальная мощность Рн. max = 45 кВт.
Графа 5. Просуммируем все номинальные мощности:
Графа 7. Из табл. 5 [8] коэффициент использования Ки вентилятора – 075; для транспортера проссора – 06; для пластинчатого питателя – 07; для аспирации – 065.
Графа 8. Находим коэффициент мощности cosφ для двигателей из технической характеристики двигателей (табл. 2.1).
транспортер проссора;
пластинчатый питатель;
Графы 11 и 12. Км и nэ не определяем так как потребителей 6ЩСУ -1 работают с постоянным графиком нагрузки (см. табл. 9 [8]).
Графа 15. Максимальная полная нагрузка от силовых ЭП определяется
где Iм – максимальный ток нагрузки всех ЭП; Ки – средне-взвешенное значение коэффициента использования по расчетному узлу – из графы 7; iп.м – пусковой ток двигателя наибольшей мощности который определяется по формуле:
где К – кратность пускового тока из табл. 2.1.
Техническая характеристика электрооборудования Uн = 380 В
Вентилятор отопления
Транспортер проссора
Пластинчатый питатель
Вентилятор аспирации
Вентилятор теплозавесы
Вентилятор обдува ПА и ПД
Электроталь Q = 5 т.
Сварочный трансформатор
Трансформатор силовой
Тиристорный возбудитель
Расчет электрических нагрузок ТП-302 при напряжении сети Uн = 380 В
Наименование узлов питания групп ЭП
Количество ЭП рабочихрезервных
Установленная мощность приведенная к
Коэффициент использования
Средняя нагрузка за максимально загруженную смену
Эффективное число ЭП
Коэффициент максимума
Максимальная нагрузка
Продолжение табл. 2.2
2. Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-302
2.1.. Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-302
с учетом допустимых систематических
и аварийных перегрузок.
Расчетная полная нагрузка силовых и осветительных ЭП ТП-302 определяется:
Из граф 13 и 14 табл. 2.2 для I и II секций:
где - расчетная максимальная нагрузка на один трансформатор.
Предварительно для ТП-302 выбираем два трансформатора мощностью 630 кВ·А типа ТМЗ-63010. Технические характеристики трансформатора указаны в табл. 138 [8].
Правила устройства электроустановок допускают перегрузку трансформаторов при послеаварийных режимах до 40 % на время максимума общей суточной продолжительности не более 6 часов в течении не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора α в условиях его перегрузки должен быть не выше 075 то есть должно быть выдержано соотношение:
где Sср- среднесуточная нагрузка трансформатора; Sн- номинальная мощность трансформатора.
В случае аварии трансформатор не выдержит 40 % перегрузку необходимо отключить ЭП III категории тогда Рсм и Qсм ЭП I и II категорий составят:
При отключении нагрузки III категории трансформатор не выдержит 40 % перегрузку поэтому выберем трансформатор типа ТМЗ -100010 мощностью
В случае аварии он также не выдержит 40 % перегрузку необходимо отключить ЭП III категории тогда Рсм и Qсм ЭП I и II категорий составят:
При отключении нагрузки III категории трансформатор можно перегружать в течении 6 часов на 40 % продолжительностью 5 суток.
Выбор мощности трансформаторов производится на основании их перегрузочной способности:
где Sр.м –максимальная расчетная мощность трансформатора (с учетом освещения); из табл. 2.2 Sр.м = 124592 кВ·А; N – число трансформаторов; т.доп – коэффициент допустимой перегрузки по табл. 143 [8]; т.доп = т.доп = 07.
Предварительно мощность трансформатора ТП-302 определяем по формуле:
где cosφсм = 087 из табл. 2.2; Pсм – расчетная мощность за максимально загруженную смену; Pсм = 108971 кВт.
По табл. 144 [8] принимаем комплектную трансформаторную подстанцию КТП-100010. ТМЗ – трансформатор масляный герметизированный с естественным масляным охлаждением с зашитой при помощи азотной подушки без расширителя.
Из табл. 138 [8] укажем техническую характеристику трансформатора
В период загрузки трансформатора расчетной максимальной мощностью:
Загрузка трансформатора расчетной максимальной мощностью в нормальном режиме равна:
где т2 – максимально допустимая систематическая нагрузка из табл. 141 [8] (числитель); т2 =163 для трансформатора с масляным охлаждением (М) при t2 = 2 часа.
При аварийном выходе из строя одного трансформатора и при отключении нагрузок III категории:
Из табл. 2.2 находим:
ΣРн = 156349 кВт – сумма номинальных мощностей всех ЭП I II III категорий; РнIII = 32014 кВт – номинальная мощность всех ЭП III категории; РнIII = 20 % от ΣРн; РнIII = 80 % от ΣРн.
cosφсм = 087 из табл. 2.2.
По табл. 141[8] при t2 = 1 ч при т1 = 07; т2 =20 (знаменатель).
Трансформатор выдержит аварийную перегрузку продолжительностью t2 = 1 ч в течении 5 суток при работе ЭП I и II категорий.
Определим потери мощности в трансформаторах КТП-1000 типа ТМЗ-100010.
Активные и реактивные потери мощности в трансформаторе:
где: ΔРх ΔРк – потери холостого хода и короткого замыкания соответственно из табл. 2.3.
где: Iх = 12 % – ток холостого хода трансформатора из табл. 2.3.
где: Uк = 55 % – напряжение короткого замыкания трансформатора из табл. 2.3;
т – коэффициент загрузки трансформатора:
2.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-302
с учетом компенсации реактивной мощности.
Выберем оптимальное число трансформаторов для ТП-302.
Минимальное число трансформаторов Nт. min одинаковой мощности Sн. т. определим по формуле:
где: Рср.м. – средняя активная мощность нагрузок за наиболее загруженную смену; из табл. 2.2 Рср.м = 108971 кВт; т – коэффициент загрузки трансформаторов:
где Sн.т. – номинальная мощность трансформатора Sн. т. = 1000 кВ·А;
ΔN – добавка до ближайшего большего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов находим по формуле:
где: m – дополнительно устанавливаемые трансформаторы находим по рис. 19б [8]; при т = 07 – 08.
Расчетное значение т = 062; ΔN = 024 Nт. min = 2 зона m = 0 тогда
По выбранному числу трансформаторов определим наибольшую реактивную мощность которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
Суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов равна:
где: Qср.м – суммарная средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену. Из табл. 2.2 Qср.м = 60403 квар.
Определим дополнительную мощность Qн.к2 НБК для данной группы трансформаторов:
где γ – расчетный коэффициент зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2 и схемы питания цеховой ТП; g определяем по рис. 14 [8] для радиальной или магистральной схемы напряжением 6 или 10 кВ.
Для практических расчетов Кр1 для районов Сибири применяют Кр1 = 15 из табл. 128 [8]. Значение Кр2 принимают по табл. 129 [8] в зависимости от принятой мощности трансформатора Sн.т и длины питающей линии ТП.
Sн.т = 1000 кВ·А l = 300 м = 03 км.
По табл. 129 [8] Кр2 = 2; по рис.14а [8] g = 06 при напряжении питающей сети 6 кВ.
Qн.к2 0 тогда примем Qн.к2 = 0
Суммарная расчетная мощность Qн.к НБК составит:
Технические данные НБК приведены в табл. 132 [8]. Из табл. 132 [8] примем НБК типа УК2-038-50У3; Uн = 038 кВ; Qнбк = 50 квар.
Определим полную мощность трансформаторов ТП-302 с учетом компенсации реактивной мощности Qн.к = 50 квар.
Потери в трансформаторе из раздела 2.2.1.
Коэффициент мощности:
3. Выбор сечения жил высоковольтных кабелей
3.1. Выбор сечения жил кабеля питающего ТП-302
Определим ток нагрузки в нормальном Iр и послеаварийном Iр.а режимах работы:
где Sр = 124316 кВ·А из раздела 2.2.2; Iр.а = 2· Iр = 2·5988=11976 А
Принимаем кабель ААБлГУ – кабель с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке бронированный стальными лентами с подушкой из одного слоя пластмассовых лент без наружного покрова пропитанный маслоканифольным составом.
Выбираем сечение жил кабельных линий учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока с учетом температурного коэффициента.
По расчету время ликвидации аварии t2 = 1 ч а коэффициент загрузки линии в нормальном режиме m = 062.
В соответствии с табл. 28 [8] допустимая перегрузка Кп составит 135.
По табл. 27 [8] принимаем поправочный коэффициент на температуру Кm = 132 при t = -5ºС.
Для Норильского промышленного района среднегодовая температура окружающей среды tср = -84ºС.
По табл. 27 [8] определим поправочный коэффициент на температуру Кm при допустимой температуре нагрева жил кабелей при 6 кВ 65ºС (см. табл. 22 [8]); при условной температуре жил 25ºС (см. табл. 23 [8]) кабель проложен в воздухе.
Допустимый ток кабельных линий в аварийном режиме определим из соотношения:
По табл. 32 [8] принимаем сечение жил трехжильного кабеля Sн = 25 мм2 Iдоп = 70 А 70А > 6721 А.
Проверим сечение жил кабеля по экономической плотности тока в нормальном режиме. По табл. 56 [8] при числе часов использования максимума нагрузки в год: Тmax = 5001-8760 чгод (трехсменная работа) i э= 19 Амм2 тогда сечение:
Принимаем Sэ = 25 мм2 – ближайшее меньшее стандартное значение сечения.
На основании приведенных расчетов выбираем сечение 25 мм2 и произведем проверку кабелей на потерю напряжения. Длина рассматриваемой линии
км 6 км; следовательно в нормальном режиме Uр 6 % и проверку на потерю напряжения при нормальном режиме работы можно не производить. В послеаварийном режиме (при работе одного кабеля):
где Рр = 109576 кВт = 109576 МВт; Qр = 58717 квар = 058717 Мвар (из разд. 2.2.2); r = r0 · U Uдоп =
=6 %; 12% 6%; r0 и x0 принимаем из табл. 44 и 45 [8] для Sн = 25 мм2 жилы алюминиевые.
Из расчетов видно что потеря напряжения в нормальном и послеаварийном режимах меньше допустимой.
Кабельная линия подходит по всем показателям.
Предварительно принимаем кабель на каждую линию ААБлГУ-1(3х35);
Sн = 35 мм2; Iдоп = 85 А.
3.2. Выбор сечения жил кабеля питающего синхронный
двигатель мощностью Рн = 5800 кВт
Технические данные электродвигателя СДСЗ-290-1216У3
Определим расчетный номинальный ток электродвигателя
Токовая нагрузка на один кабель с учетом температурного коэффициента равна:
где Кm = 132 из табл.27 [8] при t = -5 ºС. По табл. 32 [8] принимаем сечение жил кабеля Sн = 150 мм2 при Iдоп = 225 А.
Выбираем кабель ААШВ-3(3х150).
3.3. Выбор сечения жил кабеля питающего трансформатор
Определим расчетный номинальный ток трансформатора ТМ25-10У3:
Определим сечение жил кабеля по экономической плотности тока:
С учетом механической прочности и минимального значения сечение жил выпускаемого кабеля данного типа по табл. 32 [8] предварительно примем кабель ААШвУ-1(3х10) сечением Sн = 10 мм2; Iдоп = 42 А.
4. Расчет токов короткого замыкания для высоковольтной сети
Изобразим расчетную схему (рис.2.1 и 2.2) и схему замещения (рис.2.3 и 2.4) для расчета токов короткого замыкания.
Расчет токов К.З. производится для выбора аппаратов и проводников их проверки по условиям термической и электродинамической стойкости при КЗ для определения параметров срабатывания проверки чувствительности и согласования действия устройств релейной защиты электроустановок.
Составим схему замещения для расчета токов К.З. (рис.2.3 и 2.4). Схема замещения представляет собой расчетную схему в которой все электрические и магнитные (трансформаторные) связи представлены электрическими сопротивлениями.
4.1. Расчет тока короткого замыкания в точке К1
с учетом подпитки от синхронного двигателя
Параметры схемы замещения (рис. 2.3) определим в относительных
единицах при базисных условиях:
Sб = 100 МВ·А; Sк = 3000 МВ·А;
Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 63 кВ;
Индуктивное сопротивление в относительных единицах:
Активное и индуктивное сопротивления:
воздушной линии ВЛ1:
для АС-240 l1 = 0418 км Sн = 240 мм2 из табл. 43 [8] r0 = 0132 Омкм
воздушной линии ВЛ2:
x0 = 04 Омкм для сети Uн = 110 кВ.
Рис. 2.1. Расчетная схема токов короткого замыкания для
высоковольтной сети без реактора у синхронного двигателя.
Рис. 2.2. Расчетная схема токов короткого замыкания для
высоковольтной сети с реактором у синхронного двигателя.
Рис. 2.3. Схема замещения электрической цепи без реактора
у синхронного двигателя.
Рис. 2.4. Схема замещения электрической цепи с реактором
трансформатора ГПП-29 ТРДН-32000100:
приведем техническую характеристику для двух обмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДН-32000110.
где: Кр » 35 для сети 6 – 220 кВ.
кабеля ААШВ-2(3х185)L1 = 350 м = 035 км.
где r01 = 017 Омкм из табл. 44 [8] x0 = 008 Омкм из табл. 44 [8].
Результирующее сопротивление двух параллельно проложенных кабелей:
кабеля ААБГ-3(3х150)L4 = 140 м = 014 км.
где r02 = 021 Омкм из табл. 44 [8] x0 = 008 Омкм из табл. 44 [8].
Результирующее сопротивление трех параллельно проложенных кабелей:
Определим результирующее сопротивление от системы до точки К1:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1-1 создаваемая системой:
Определим сверхпереходную ЭДС от синхронного двигателя Рн = 5800 кВт:
где сверхпереходное сопротивление .
Определим начальное значение периодической составляющей тока КЗ создаваемое синхронным двигателем с учетом внешней нагрузки:
Суммарное начальное значение периодической составляющей тока с учетом подпитки от синхронного двигателя в точке К1:
Ударный ток КЗ в точке К1:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ системы:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас1 Ку1 = 174.
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от двигателя до точки К1:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас2 Ку2 = 1.
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К1:
Определим ток КЗ для точки К1 в момент времени
Найдем периодическую составляющую тока КЗ в момент времени для системы.
Так как мощность системы равна Sc = 3000 МВ·А то считаем что ток КЗ в любой момент времени остается неизменным то есть:
Наибольшее действующее значение тока КЗ в точке К1:
Суммарный ток КЗ при :
4.2. Расчет тока короткого замыкания в точке К1-1
с реактором у двигателя
Наибольшее действующее значение тока КЗ в точке К1-1:
Ударный ток КЗ в точке К1-1:
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К1-1:
4.3. Расчет тока короткого замыкания в точке К2
на вводе электродвигателя мощностью Рн = 5800 кВт
Схема замещения изображена на рис. 2.3.
Определим результирующее сопротивление от системы до точки К2:
Ток КЗ от внешней системы до точки К2 составит:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ до точки К2:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас3 Ку3 = 165.
Ток КЗ в точке К2 составит:
Ударный ток КЗ в точке К2 составит:
Ток КЗ для точки К2 в момент времени :
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К2:
4.4. Расчет тока короткого замыкания в точке К2-1
Определим индуктивное сопротивление реактора РБДГ10-4000-018:
где хн = 018 Ом из технической характеристики реактора.
Определим результирующее сопротивление от системы до точки К2-1:
Ток КЗ от внешней системы до точки К2-1:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от двигателя до точки К2-1:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас4 Ку4 = 18.
Ток КЗ в точке К2-1:
Ударный ток КЗ в точке К2-1 составит:
Ток КЗ для точки К2-1 в момент времени :
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К2-1:
4.5. Расчет тока короткого замыкания в точке К3
Определим результирующее сопротивление от системы до точки К3:
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К3:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ до точки К3:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас5 Кус5 = 196.
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К3 составит:
Периодическая составляющая тока КЗ в момент времени :
Наибольшее действующее значение тока КЗ в точке К3:
Ударный ток КЗ в точке К3 составит:
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К3:
4.6. Расчет тока короткого замыкания в точке К4
на вводе в подстанцию ТП-302
Определим активное и индуктивное сопротивления кабельной линии КЛ3 длиной L5 =360 м = 036 км; сечением S = 95 мм2.
Из табл. 44 и 45 [8] находим r0 и x0:
r0 = 034 Омкм;x0 = 008 Омкм
Суммарное активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ до точки К4
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К4:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ до точки К4:
Найдем ударный коэффициент системы по кривой рис. 17 [8] в зависимости от Тас6 Кус6 = 126.
Периодическая составляющая тока КЗ в точке К4 составит:
Наибольшее действующее значение тока КЗ в точке К4:
Ударный ток КЗ в точке К4 составит:
Сквозная мощность при коротком замыкании в точке К4:
Данные расчета токов короткого замыкания.
5. Выбор и проверка жил кабелей по термической стойкости к току короткого замыкания.
Термическая стойкость для одиночных кабелей проверяется по току К.З. в начале строительной длины а для параллельно соединенных кабелей – непосредственно за пучком кабелей. Минимальное сечение жил кабелей по термической стойкости составляет
где: I - установившееся значения тока К.З. А; tп – приведенное время К.З. с;
Кт – температурный коэффициент учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабелей значения которого приведены в табл. 29 [8] А×с12 мм2; tп – приведенное время в течении которого устанавливается ток К.З. I выделяет то же количество теплоты что и изменяющийся во времени ток К.З. за действительное время t:
где: tп. а – приведенное время апериодической составляющей времени тока К.З.;
tп. п – приведенное время периодической составляющей времени тока К.З.
При действительном времени КЗ t 5 с значения tп. п определяют по кривым рис.18 [8] в зависимости от действительного времени КЗ t и отношения начального сверхпереходного тока КЗ I² к установившемуся току КЗ I:
где t = t3 + tвыкл.; t3 – время действия основной релейной защиты с.
Для расчетов применяют t3 = 05 – 07 с; tв – полное время отключения выключателя с.
Для вакуумных выключателей типа ВВTEL tв = 0025.
При действительном времени t > 5с
tп.п.= tп.5 + (t – 5)
где: tп.5 – значение приведенного времени для t = 5с.
Приведенное время апериодической составляющей определяются по формуле:
При действительном времени t > 1 с величина tп.а. не учитывается.
За стандартное термически стойкое сечение принимается ближайшее меньшее сечение к расчетной величине Sт. Такое решение обусловлено ошибкой в сторону завышения заложенной в методе расчета.
Определим значение tп. п по рис. 18 [8].
При b" = 1 t = 0525 с tп.п. = 05 с;
Принимаем стандартное минимальное сечение Sт = 95 мм2.
Предварительно был выбран кабель для питания трансформаторов подстанций ТП-302 ААБлГУ – 1(335).
Сечение жил кабеля для трансформаторов подстанции ТП-302
ААБлГУ – 1(335) по условию термической стойкости к току КЗ необходимо увеличить до Sн = 95 мм2.
Окончательно принимаем кабель типа ААБлГУ– 1(395) сечением Sн = 95 мм2.
6. Выбор реактора для синхронного двигателя
СДСЗ-290-1216 У3 Рн = 5800 кВт
Ток КЗ за реактором
Определим суммарное индуктивное сопротивление до точки
Найдем ориентировочное сопротивление реактора в процентах:
где Iн.р – номинальный ток реактора; Iн.р = 4000 А
Определим ориентировочное сопротивление реактора в именованных единицах:
Из табл. 157 [8] выбираем реактор РБДГ10-4000-018: Iн.р = 4000 А;
Uн.р = 6 кВ; хр = 018 Ом.
Найдем истинное сопротивление реактора в %:
Определим сопротивление реактора в относительных единицах:
Суммарное сопротивление до точки К2-1 с учетом сопротивления реактора:
Проверим реактор на отключающую способность по току КЗ силового выключателя. Расчетный максимальный ток двигателя СДСЗ-290-1216У3
где К = IпIн = 48; Iр.н = 645 А.
Предварительно примем вводной выключатель на синхронный двигатель по табл. 155 [8] ВВЭ-10-3153150У3: Iн = 3150 А; Iн.отк = 315 кА; tв = 0055 с; Iк2-1 = 7219 А > Iн.отк = 315 кА.
Расчетный ударный ток определяем по формуле:
Проверим реактор на термическую стойкость:
где Iн.т.с – номинальный ток термической стойкости кА:
где tн.т.с – время протекания тока термической стойкости реактора из табл. 157 [8] tн.т.с = 8 с;
7. Выбор высоковольтной аппаратуры
Высоковольтные электрические аппараты выбирают длительного режима работы и проверяют по условиям коротких замыканий.
При этом для всех аппаратов производится:
Выбор по напряжению;
Выбор по нагреву при длительных токах;
Выбор по номинальному периодическому току отключения;
Проверка на электродинамическую стойкость.
7.1. Выбор высоковольтных выключателей
Определим максимальный расчетный ток силового трансформатора для выбора вводных выключателей с учетом допустимой аварийной перегрузки:
Выбираем вводные выключатели типа ВВTEL-10-201000У2 и устанавливаем в шкафах КРУ типа КМ-1Ф-10-20У3 внутренней установки выкатного исполнения. Uн = 10 кВ; Uma Iн.а = 630 А; Iпр.сквоз = 20 кА (действующие значение периодической составляющей); Iпр.сквоз = 51 кА (амплитудное значение); Iтер.t = 203 кАс; tв = 0045 с (время отключения с приводом); Iн.откл = 20 кА (номинальный ток отключения).
Выбор и проверка выключателей
Номинальное напряжение кВ
Номинальный длительный ток А
Номинальный ток отключения кА
Допустимый ударный ток К.З. кА
Ток термической стойкости за время tн.т.с кА
Номинальная мощность отключения МВА
Данные по выбору выключателя ВВTEL-10-201000У2 на
отходящие фидеры на трансформаторы типа ТМЗ-100010У3
Ток термической стойкости за время tн.т.с. = 3 с
где: I – установившееся значение тока К.З. кА:
tп – приведенное время КЗ с tп = 055 с (из раздела 2.5); tн.т.с. – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с; Sн.о – номинальная мощность отключения выключателя МВ·А.
Сквозная мощность при К.З. определяется:
Данные расчета занесем в табл. 2.8.
Данные по выбору выключателя типа ВВЭ-10-3153150У3 на
отходящие фидеры к двигателю Рн =5800 кВт
Расчетный максимальный ток двигателя СДСЗ-290-1216У3 Рн = 5800 кВт:
где: I – установившееся значение тока К.З. кА
tп – приведенное время К.З. с tп = 055 с (из раздела 2.5); tн.т.с. – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с (из табл. 45 [8]); Sн.о – номинальная мощность отключения выключателя МВА.
7.2. Выбор высоковольтных разъединителей
Выбор и проверка разъединителей
Допустимый ударный ток КЗ кА
Данные по выбору и проверке разъединителя типа
РВЗ-10400У3 на отходящие фидеры на
трансформаторы типа ТМЗ-100010У3
Ток термической стойкости за время tн.т.с. = 4 с из табл. 152 [8].
РВРЗ-104000У3 на отходящие фидеры на двигатель Рн =5800 кВт
РВЗ-10400У3 на трансформатор собственных нужд
7.3. Выбор высоковольтных предохранителей
и выключателей нагрузки
Выбор высоковольтных предохранителей
Номинальная мощность отключения МВ·А
Данные по выбору предохранителя типа
ПКТ103-6-160-20У3 для трансформаторов ТМЗ-100010У3
Для трансформатора собственных нужд ТМ25-10У3 принимаем предохранитель типа ПКТ101-6-5-20У3; Uна = 6 кВ; Iн.а = 5 А; Iн.о = 20 кА.
Выбор выключателя нагрузки
Допустимое наибольшее действующее
значение полного тока КЗ кА
Номинальный ток предохранителя А
Продолжение табл. 2.16
Номинальный отключаемый ток
Номинальная отключаемая мощность предохранителя МВА
Выбор и проверка выключателя нагрузки ВНз-16У3
для трансформаторов типа ТМЗ-100010У3
Ток термической стойкости за время tн.т.с. = 1 с из табл. 146 [8].
где = 2037 кА из табл. 2.6; = 1218 кА из табл. 2.6; = 1143 кА из
табл. 2.6; = 12458 МВ·А.
7.4. Выбор измерительных трансформаторов тока (ТТ)
Выбор измерительных трансформаторов тока
Номинальный первичый
электродинамической стойкости
термической стойкости
По термической стойкости к току короткого замыкания измерительные трансформаторы тока можно проверить по сл6едующим формулам:
где Вк – тепловой импульс.
Допустимая нагрузка вторичных цепей ТТ:
где Iн2 – номинальный ток вторичной обмотки А; Zн2 – полное допустимое сопротивление внешней цепи Ом.
Необходимое минимальное сечение соединительных проводов:
где ρ – удельное сопротивле- ние провода Ом·мм2м.
выбираем измерительный трансформатор тока отходящего фидера питаю- щего ТП-302 типа ТПЛ-10-05р-300У3: Iн1 – 300 А; Iн2 – 5А; Z2н – 04 Ом при
КТ = 05; Кдин = 175; Кт.с – 45; tн.т.с = 3 с.
Параметры электроизмерительных приборов
Наиболее загружена фаза В Sприб = 30 В·А.
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов для соединения ТТ по “неполной звезде” при ;
где rк = 005 Ом при 2-3 приборах.
Сечение жил соединительных проводов равно:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением Sн =4 мм2.
Определим расчетное сопротивление вторичной нагрузки:
Выбор и проверка ТТ отходящего фидера
питающего ТП-302 типа ТПЛ-10-05р-300У3
Для вводных КРУ по табл. 159 [8] выбираем ТТ типа ТЛ-10-05Р-3000-IIУ3; Iн1 = 3000 А; Iн2 = 5 А; номинальная нагрузка z2н = 08 Ом при классе точности
КТ = 05; Iн.т.с = 40 кА; tн.т.с = 3с.
Устанавливаемые в цепях измерения приборы и их потребляемую мощность количество и тип приборов определим из табл. 108 [8] и занесем в табл. 9.16.
Из табл. 2.21 нагрузка наиболее загруженной фазы А и C составляет:
Допустимое сопротивление проводов:
где rк = 01 Ом если приборов свыше трех.
Выбор и проверка вводных ТТ ТЛ-10-05Р-3000-IIУ3
I2н.т.с · tн.т.с кА2 · с
I2н.т.с · tн.т.с ≥ Вк =
7.5. Выбор измерительных трансформаторов напряжения (ТН)
Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Номинальное первичное напряжение кВ
Тип и схема соединения обмоток
Нагрузка на фазу В·А
По таблице 108 [8] принимаем необходимое количество электроизмерительных приборов их параметры занесем в табл. 2.24.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НТМИ-6-66У3
При составлении таблицы используем следующие формулы:
Для вольтметров ваттметров cosφпр = 1; для счетчиков электроэнергии принимают cosφпр = 038.
По табл. 162 [8] выбираем трансформатор напряжения трехфазный с естественным охлаждением НТМИ-6-66У3 Uн1 = 6 кВ; Uн2 = 100 В; S2н = 75 В·А в классе точности КТ = 05; нагрузка S2н – общая на 3 фазы. S2ma S2н = 75 В·А;
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил Sн = 25 мм2 по условию механической прочности.
Выбор и проверка ТН типа НТМИ-6-66У3
где Кн – номинальный коэффициент трансформации трансформатора;
Кн = U1нU2н = 6000100 = 60; Nр = 0; Nдоп = 05% для ТН класса точности 05.
По таблице 149[8] принимаем для ТН предохранитель с кварцевым наполнителем ПКН 001-10У3 Uн = 10 кВ.
8. Расчет низковольтной сети ТП-302
8.1. Расчет освещения надшахтного здания скипового ствола
методом коэффициента использования
Перед выполнением светотехнического расчета задаются источниками света выбирают тип светильников устанавливают нормированную освещенность и коэффициент запаса назначают вид освещения (рабочее аварийное) систему освещения (общее комбинированное) размещение светильников (расположение по площади высоту подвеса).
При равномерном размещении светильников внутри помещений светотехнический расчет горизонтальных поверхностей выполняется методом коэффициента использования светового потока.
При расчете по методу коэффициента использования необходимый световой поток ламп в каждом светильнике F находим по формуле:
где: Е – заданная максимальная освещенность лк; N – число светильников намеченное до расчета; S – освещаемая площадь м2; Z – коэффициент неравномерности освещения зависящий от отношения расстояния между светильниками к расчетной высоте (Lh); Z = 115 – для ламп накаливания и ДРЛ;
Z = 11 – для люминесцентных ламп.
Для определения коэффициента использования h находим индекс помещения стен – rс; расчетной поверхности или пола – rр.
Определим индекс помещения:
где: А = 20 м – ширина помещения; В = 30 м – длина помещения; h = 45 м – высота помещения.
По табл. 108 [8] принимаем: rп = 50%; rс = 30%; rр = 10%.
По табл. 76 [8] найдем коэффициент использования для светильников УПД ДРЛ с лампой ДРЛ h = 05.
Предварительно выберем для помещения надшахтного здания количество ламп ДРЛ N = 16. По табл. 71 [8] примем нормированную освещенность для надшахтного здания E = 150 лк при К = 15.
Площадь надшахтного здания:
S = A× B = 20×30 = 600 м2
Световой поток одной лампы равен:
По табл. 65 [8] примем лампу ДРЛ-400 Uн = 220В; Pн = 400Вт; Fл = 22000 лм. Количество ламп принимаем N = 16.
8.2. Выбор магистральных шинопроводов на I и II
секциях ТП-302 скипового ствола
Определение тока КЗ на шинопроводах I и II секциях ТП-302 скипового ствола
Мощность КЗ в точке К4 на вводе трансформатора ТМЗ-100010 равна Sк4 = 12458 МВ·А. Расчетный максимальный ток для I и II секций из табл. 2.2
По табл. 103 [8] принимаем вводной автоматический выключатель ВА 55-43: Iн = 2500А; Iотк = 36кА.
По табл. 144 [8] для КТП-1000 для ввода принимаем шкаф типа ШВН секционный типа ШСН линейный типа ШЛН.
По расчетному току Iм = 189522 А по табл. 52 [8] выбираем магистральные шины типа ШМА4-2500-44-IУ3: Iдоп = 2500 А; сечение фазы шины S = 2(10 расстояние между шинами а = 350 мм при расстоянии между опорными изоляторами длина шин сопротивление фазы шины
r0ш1 = 002 Омкм; ударный ток iдоп = 70 кА.
Секционный выключатель выбираем по табл. 103 [8] при
Примем выключатель типа ВА 53-41 Iн = 1000 А; Iотк = 25 кА.
Расчетный ток (из табл. 2.2) на I и II секции Iм1 = 95064 А; Iм2 = 94465 А.
Технические данные трансформатора ТМЗ-100010 из табл. 138 [8] Sн= 1000 кВ·А; Uвн = 6 кВ; Uнн = 04 кВ; Pк = 108 кВт; Pх = 19 кВт; Uк = 55 %; Iх = 12 %.
Определим сопротивление системы:
где: Sотк = Sк4 = 12458 МВ·А.
Активное и индуктивное сопротивления трансформатора:
Сопротивления магистральных шинопроводов:
где lш1 = 3 м = 0003 км.
Из табл. 110 [8] для автомата ВА 55-43 Iн = 2500 А принимаем сопротивление автомата с учетом переходных сопротивлений подвижных контактов и сопротивление токовых катушек расцепителей:
rа1 = 013 мОм ха1 = 007 мОм.
Переходные сопротивления в местах присоединения шин в месте короткого замыкания rп = 15 мОм (для распределительных щитов на подстанциях принимают rп = 15 мОм; на шинах вводно-распределительного устройства зданий 20 мОм; на последних распределительных щитах 25 мОм).
Активное и индуктивное результирующее сопротивление цепи КЗ равны:
Полное сопротивление цепи К.З.
Ток короткого замыкания в точке К1:
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:
По рис.17 [8] находим ударный коэффициент Ку1=101.
Ударный ток КЗ в точке К1 на шинах ТП-302:
Действующее значение полного тока КЗ:
Так как электродвигатель вентилятора мощностью Pн = 75 кВт удален от места КЗ на расстояние 200 м он не оказывает влияние на ток КЗ в точке К1.
Проверка магистральных шинопроводов на динамическую стойкость к токам короткого замыкания
Проверим выбранные магистральные шины типа ШМА4-2500-44-IУ3 на динамическую устойчивость к токам короткого замыкания при расчетном максимальном токе Iр.м. = 189522 А при ударном токе iу1 = 1661 кА. Шины установлены на изоляторах плашмя расстояние между фазами а = 350мм расстояние между изоляторами в пролете l = 1300 мм сечение шин S = 2(10x120) мм2.
Момент сопротивления шин при установке плашмя:
где: b и h – размеры поперечного сечения шины см.
Расчетное напряжение в металле шин:
Наибольшее допустимое при изгибе напряжение sдоп для алюминиевых шин из [18] sдоп = 80 МПа при t = 200°С.
Шины ШМА4-2500-44-IУ3 с sрасч = 488 МПа динамически устойчивы к токам КЗ.
8.3 Выбор пускозащитной аппаратуры на вводе
и ответвлениях I и II секциях ТП-302
Расчет покажем на примерах для 6ЩСУ 6 ЩСУ -1 .
Аналогичные расчеты для остального электрооборудования приведены в таблицах 2.26 2.27 2.28.
Выбор кабелей и пускозащитной аппаратуры для 6 ЩСУ
Выбор выводного и вводного автоматического выключателя для 6 ЩСУ
Из табл. 2.2 ΣРн.р = 1582 кВт; cosφ = 085; Ima Iпик = 66739 А;
Iк1 = 1163 кА; iу = 1661 кА.
По табл. 101 [8] примем вводной выключатель ВА 52-35; Iн = 250 А; Uн = 380В.
Ток срабатывания теплового расцепителя:
Принимаем уставку теплового расцепителя
Iт.р = 250 А;250 А > 240 А.
Ток срабатывания электромагнитного расцепителя:
Кратность токовой отсечки равна 12
Проверим выключатель ВА 52-35 по отключающей способности к току короткого замыкания:
Данные расчета запишем в табл. 2.28.
Для обеспечения селективности при срабатывании защиты мы по табл. 101 [8] примем выводной выключатель ВА 52-37; Iн = 400 А; Uн = 380В.
Iт.р = 320 А;320 А > 240 А.
Кратность токовой отсечки равна 10
Проверим выключатель ВА 52-37 по отключающей способности к току короткого замыкания:
Выбор кабеля для питания 6 ЩСУ
Ima l6 и l17 = 150 м = 015 км
По табл. 33 [8] примем кабель сечением Sн = 120 мм2; Iдоп = 260 А;
ВВГ-1(3х120+1х35);260 А > 177 А.
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА 52-35
Iн = 250 А;Iт.р = 250 А;
Iдоп ≥ Iз.а · Кз; 260 А > 250А.
Окончательно принимаем кабель ВВГ-2(3х120+1х35).
Данные расчета запишем в табл. 2.26.
Расчет однофазного тока короткого замыкания на вводе в 6ЩСУ
Сопротивление силовой жилы кабеля S = 120 мм2 по табл. 44 [8]
rо.ф.к = 0158 Омкм;l6 и l17 = 150 м = 015 км.
rф.к6 = rо.ф.к · l6 = 0158 · 015 = 237 мОм
Нулевой жилы кабеля Sн = 35мм2; r0 = 054 Омкм:
rк6 = r0 · l6 = 054 · 015 = 81 мОм
Индуктивное сопротивление петли кабеля:
Полное сопротивление петли кабеля:
Однофазный ток короткого замыкания в точке К2:
Данные расчета занесем в табл. 2.28.
Расчет трехфазного тока короткого замыкания на вводе в 6ЩСУ
Суммарное сопротивление цепи КЗ до точки К1 из раздела 2.8.2:
rΣ1 = 1721 мОм;хΣ1 = 1011 мОм.
Сопротивление для автомата ВА 52-37 Iн = 400 А из табл. 110 [8]:
rа2 = 065 мОм;xа2 = 07 мОм.
Определим сопротивления жил кабелей типа ВВГ-1(3х120+1х35) длиной l6 = 150м = 015 км.
Из табл. 44 и 45 [8] r0 = 0158 мОм;х0 = 006 мОм.
хк6 = r0 · l6 = 006 · 015 = 9 мОм.
Сопротивление для автомата ВА 52-35 Iн = 250 А из табл. 110 [8]:
rа2 = 11 мОм;xа3 = 05 мОм.
Полное сопротивление zΣ6 до точки К2:
Определим ударный ток КЗ при:
и Ку2 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К2 на вводе в 6 ЩСУ:
Данные расчета занесем в табл. 2.27.
Выбор кабелей и пускозащитной аппаратуры
для двигателя транспортера проссора
Выбор автоматического выключателя для
транспортера проссора мощностью Рн=3 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iр.н = 671 А; К = IпIн = 65;
Iк2 = 4893 кА; iу2 = 692 кА.
По табл. 102 [8] принимаем автоматический выключатель ВА 52-31 Iн = 100 А;
Принимаем уставку теплового расцепителя Iт.р = 16 А:
По табл. 102 [8] кратность токовой отсечки равна 7:
Проверим выключатель ВА 52-31 по отключающей способности к току короткого замыкания:
Данные расчета запишем в табл. 2.28
Выбор пускателя для двигателя транспортера проссора Рн=3 кВт
По табл. 94 [8] выберем нереверсивный пускатель ПМЛ-1220У3 Iн.а = 10 А;
Рma тип реле РТЛ-1; Uн = 380В.
Номинальный ток тепловых элементов:
Выбор кабеля для питания двигателя транспортера проссора
По табл. 33 [8] примем кабель сечением Sн = 4 мм2; Iдоп = 27 А;
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА 52-31 Iн.а = 100 А;Iт.р = 16 А;
Iдоп ≥ Iз.а · Кз; 27 А > 16 А.
Условие срабатывания выключателя выполнено.
Окончательно принимаем кабель для питания двигателя транспортера проссора АВВГ-1(3х4+1х25).
Расчет однофазного тока короткого замыкания на вводе
двигателя транспортера проссора
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(3х4+1х25) Sн =4 мм2 по табл. 44 [8] rо.ф.к = 790 Омкм; l21 и l22 = 60 м = 006 км:
rф.к21 = rо.ф.к · l21 = 790 · 006 = 474 мОм.
Сопротивление нулевой жилы кабеля Sн = 25мм2 из табл. 44 [8] r0к = 126 Омкм:
rк21 = r0к · l21 = 126 · 006 = 756 мОм.
Однофазный ток короткого замыкания в точке К9:
Данные расчета занесем в табл. 2.28
Расчет трехфазного тока короткого замыкания на вводе
двигателя транспортера проссора Рн=3 кВт
Суммарное сопротивление цепи КЗ до точки К2 из раздела 2.8.3:
rΣ2 = 4266 мОм;хΣ2 = 2031 мОм.
Сопротивление для автомата ВА 52-31 Iн = 100 А из табл. 110 [8]:
rа3 = 70 мОм;xа3 = 45 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(3х4+1х25) длиной l21 = 006 км для
Sн = 4 мм2 из табл.44 и 45 [8]:
r0 = 790 Омкм;х0 = 009 Омкм;
хк21 = х0 ·l21 = 009·006 = 54 мОм.
Переходное сопротивление для кабеля Sн = 4 мм2 в табл. 115 [8] не приводится.
Полное сопротивление zΣ21 до точки К9:
Определим ударный ток КЗ при
и Ку9 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К9:
Выбор кабелей и пускозащитной аппаратуры для
двигателя пластинчатого питателя
пластинчатого питателя мощностью Рн = 45 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iн.р = 9123 А; К = IпIн = 6;
Iк2 = 4893 кА; iу1 = 692 кА.
По табл. 101 [8] принимаем автоматический выключатель ВА 52-31 Iн.а.= 100 А;
Максимальный ток срабатывания теплового расцепителя у выключателя ВА-52-31 равен 100 А поэтому мы выбираем автоматический выключатель ВА52-33;
По примечанию 3 табл. 101 [8] коэффициент надежности принимаем равным 125.
Принимаем уставку теплового расцепителя:
Iт.р = 125 А; 125 А > 114 А.
По табл. 101 [8] кратность токовой отсечки равна 10:
Проверим выключатель по отключающей способности к току К.З:
I = Iк2 ≤ Iотк ;Iотк = 35 кА;Iк2 = 4893 кА
Данные расчета занесем в таблицу 2.28
Выберем контактор для электродвигателя пластинчатого
питателя мощностью Рн = 45 кВт
По табл. 98 [8] примем контактор КТ-6013 Iн.а = 100 А; Uн = 380 В.
Выбор кабеля для питания электродвигателя
По табл. 33 [8] принимаем кабель АВВГ – 1(3
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА52-33 Iн.а = 160 А; Iт.р = 125 А:
Iдоп ≥ Iз.а· Кз. 90 А 125 · 1=125 А.
Условие не выполняется.
Принимаем сечение жил кабеля Sн = 70 мм2; Iдоп = 140; 140 А 125 А.
Принимаем кабель для питания двигателя пластинчатого питателя
АВВГ – 1(370 + 125).
Данные расчета занесем в табл. 2.26.
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(3х70+1х25) Sн = 70 мм2 по табл. 44 [8] rо.ф.к = 046 Омкм; l25 и l26 = 50 м = 005 км:
rф.к25 = rо.ф.к · l25 = 046 · 005 = 23 мОм.
Сопротивление нулевой жилы кабеля Sн = 25мм2 из табл. 44 [8] r0к = 128 Омкм:
rк25 = r0к · l25 = 128 · 005 = 64 мОм.
Однофазный ток короткого замыкания в точке К11:
двигателя пластинчатого питателя Рн = 45 кВт
Сопротивление для автомата ВА 52-33 Iн = 160 А из табл. 110 [8]:
rа4 = 12 мОм;xа4 = 06 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(3х70+1х25) длиной l25 = 005 км для
Sн = 70 мм2 из табл.44 и 45 [8]:
r0 = 046 Омкм;х0 = 006 Омкм;
хк25 = х0 · l25 = 006 · 005 = 3 мОм.
Из табл.115 [8] для кабеля Sн = 70 мм2 ; rпк4 = 0029 мОм.
Полное сопротивление zΣ25 до точки К11:
и Ку11 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К11:
двигателя аспирации мощностью Рн = 30 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iн.р = 5603 А; К = IпIн = 65;
Iт.р = 80 А; 80 А > 70 А.
По табл. 101 [8] кратность токовой отсечки равна 7:
I = Iк2 ≤ Iотк ;Iотк = 25 кА;Iк2 = 4893 кА
Выбор пускателя для электродвигателя аспирации мощностью Рн= 30кВт
По табл. 94 [8] примем нереверсивный пускатель ПМЛ-5220У3 Iн.а = 80 А;
Uн = 380 В Рmax = 45 кВт тип реле РТЛ-5. Номинальный ток тепловых элементов:
Выбор кабеля для питания электродвигателя аспирации
мощностью Рн = 30 кВт
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА52-31 Iн.а = 100 А; Iт.р = 80 А:
Iдоп ≥ Iз.а · Кз. 60 А 80 · 1=80 А.
Принимаем сечение жил кабеля Sн = 35 мм2:
Iдоп = 90; 90 А 80 А.
Принимаем кабель для питания двигателя аспирации АВВГ – 1(335 + 116).
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(3х35+1х16) Sн = 35 мм2 по табл. 44 [8] rо.ф.к = 092 Омкм; l23 и l24 = 30 м = 003 км:
rф.к23 = rо.ф.к · l23 = 092 · 003 = 276 мОм.
Сопротивление нулевой жилы кабеля Sн = 16мм2 из табл. 44 [8] r0к= 198 Омкм:
rк23 = r0к · l23 = 198·003 = 594 мОм.
Однофазный ток короткого замыкания в точке К10:
rа5 = 215 мОм;xа5 = 12 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(3х35+1х16) длиной l23 = 003 км для
Sн = 35 мм2 из табл.44 и 45 [8]:
r0 = 092 Омкм;х0 = 006 Омкм;
хк23 = х0 ·l23 = 006·003 = 18 мОм.
Из табл.115 [8] для кабеля Sн = 35 мм2 ; rпк5 = 0056 мОм.
Полное сопротивление zΣ23 до точки К10:
и Ку10 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К10:
двигателя вентилятора
двигателя вентилятора мощностью Рн = 22 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iн.р = 504 А; К = IпIн = 6;
По табл. 102 [8] принимаем автоматический выключатель ВА 52-31 Iн.а = 100 А;
По примечанию 3 табл. 102 [8] коэффициент надежности принимаем равным 135.
Iт.р = 16 А; 16 А > 63 А.
По табл. 102 [8] кратность токовой отсечки равна 3:
I = Iк2 ≤ Iотк ;Iотк = 12 кА;Iк2 = 4893 кА
Выбор пускателя для электродвигателя вентилятора Рн = 22 кВт
По табл. 94 [8] выбираем нереверсивный пускатель ПМЛ-1220У3 Iн.а = 10 А;
Рma тип реле РТЛ-1; Uн = 380 В.
Номинальный ток тепловых элементов
вентилятора Рн = 22 кВт
По табл. 33 [8] принимаем кабель АВВГ–1(3х4+1х25) сечением Sн = 4 мм2;
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА52-31 Iн.а = 100 А; Iт.р = 16 А:
Iдоп ≥ Iз.а· Кз. 27 А > 16 А.
Принимаем кабель для питания двигателя вентилятора АВВГ–1(3х4+125).
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(3х4+1х25) Sн = 4 мм2 по
табл. 44 [8] rо.ф.к = 790 Омкм; l20 = 25 м = 0025 км:
rф.к20 = rо.ф.к · l20 = 79 · 0025 = 1975 мОм.
rк20 = r0к · l20 = 126 · 0025 = 315 мОм.
Однофазный ток короткого замыкания в точке К8:
rа6 = 215 мОм;xа6 = 12 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(3х4+1х25) длиной l20 = 0025 км для
хк20 = х0 · l20 = 009 · 0025 = 225 мОм.
и Ку8 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Выбор кабелей и пускозащитной аппаратуры для 6 ЩСУ-1
Выбор выводного и вводного автоматического
выключателя для 6 ЩСУ-1
Из табл. 2.2 ΣРн.р = 3025 кВт; cosφ = 09; Ima Iпик = 42106 А; Iк1 = 1163 кА; iу =1661 кА.
По табл. 101 [8] примем вводной выключатель ВА 52-33; Iн = 160 А; Uн = 380В.
Iт.р = 80 А;80 А > 448 А.
Проверим выключатель ВА 52-33 по отключающей способности к току короткого замыкания:
Для обеспечения селективности при срабатывании защиты мы по табл. 101 [8] примем вводной выключатель ВА 52-37; Iн = 400 А; Uн = 380В.
Iт.р = 250 А;250 А > 448 А.
Выбор кабеля для питания 6ЩСУ-1
Ima l7 = 150 м = 015 км
По табл. 33 [8] примем кабель сечением Sн = 35 мм2; Iдоп = 90 А;
АВВГ-1(3х35+1х16);90 А > 3295 А.
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА 52-33
Iн = 160 А;Iт.р = 80 А;
Iдоп ≥ Iз.а · Кз; 90 А = 80А.
Окончательно принимаем кабель АВВГ-1(3х35+1х16).
Расчет однофазного тока короткого замыкания
Сопротивление силовой жилы кабеля S = 35 мм2 по табл. 44 [8]
rо.ф.к = 092 Омкм;l7 = 150 м = 015 км.
rф.к7 = rо.ф.к · l7 = 092 · 015 = 138 мОм
Нулевой жилы кабеля Sн = 16 мм2; r0 = 198 Омкм:
rк7 = r0 · l7 = 198 · 015 = 297 мОм
Однофазный ток короткого замыкания в точке К4:
Расчет трехфазного тока короткого замыкания
rа7 = 12 мОм;xа7 = 06 мОм.
Определим сопротивления жил кабелей типа АВВГ-1(3х35+1х16) длиной l7 = 150м = 015 км.
Из табл. 115 [8] для Sн = 35 мм2; rп.к7 = 0056 мОм. Из табл. 44 и 45 [8]
r0 = 092 Омкм;х0 = 006 Омкм
хк7 = х0 ·l7 = 006·015 = 9 мОм.
Полное сопротивление zΣ6 до точки К4:
и Ку4 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К4 на вводе в 6 ЩСУ:
двигателя пожарного насоса
двигателя пожарного насоса мощностью Рн = 30 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iн.р = 5603 А; К = IпIн = 75;
Iк4 = 1467 кА; iу4 = 2075 кА.
Iт. р = 80 А; 80 А > 70 А.
Выбор пускателя для электродвигателя пожарного
насоса мощностью Рн = 30кВт
пожарного насоса Рн = 30 кВт
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА51-25 Iн.а = 100 А; Iт.р = 80 А
Iдоп ≥ Iз.а· Кз. 60 А 80·1 = 80 А.
Условие срабатывания выключателя не выполняется.
Примем сечение жил кабеля Sн = 35 мм2; Iдоп = 90 А:
Принимаем кабель для питания двигателя пожарного насоса
АВВГ – 1(335 + 116).
Расчет однофазного тока короткого замыкания на
вводе двигателя пожарного насоса
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(3х35+1х16) Sн = 35 мм2 по табл. 44 [8] rо.ф.к = 092 Омкм; l27 и l28 = 20 м = 002 км:
rф.к27 = rо.ф.к·l27 = 092·002 = 184 мОм.
rк27= r0к·l27 = 198·002 = 396 мОм.
Однофазный ток короткого замыкания в точке К12:
Расчет трехфазного тока короткого замыкания на
rа7 =12 мОм;xа7= 06 мОм.
Сопротивления жил кабелей типа АВВГ-1(3х35+1х16) длиной l6 = 150м = 015 км
Sн = 35 мм2; из расчета раздела 2.4.3.6.4:
rа8 = 215 мОм;xа8 = 12 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(3х35+1х16) длиной l27 = 002 км для
хк27 = х0 ·l27 = 006·002 = 12 мОм.
Из табл.115 [8] для кабеля Sн = 35 мм2 ; rпк6 = 0056 мОм.
Полное сопротивление zΣ27 до точки К12:
и Ку12 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К12:
Выбор автоматического выключателя
для двигателя задвижки Рн = 025 кВт
Из табл. 2.1 номинальный ток двигателя Iн.р = 083 А; К = IпIн = 5;
Iк4 = 1467 кА; iу4 = 2075 кА
По табл. 102 [8] принимаем автоматический выключатель ВА 51-25 Iн.а = 25 А;
Принимаем уставку теплового расцепителя: Iт.р = 63 А:
Данные расчета занесем в таблицу 2.28.
Выберем пускатель для электродвигателя задвижки Рн = 025 кВт
По табл. 94 [8] выбираем реверсивный пускатель ПМЕ-014У3 Iн.а = 32 А;
Рma тип реле ТРН-10А; Uн = 380 В.
задвижки Рн = 025 кВт
По табл. 33 [8] принимаем кабель АВВГ – 1(4
Проверим выбранное сечение жил кабеля на срабатывание автоматического выключателя ВА51-25 Iн.а = 25 А; Iт.р = 8 А:
Iдоп ≥ Iз.а· Кз. 19 А > 8·1 = 8 А.
Принимаем кабель для питания двигателя задвижки АВВГ – 1(425).
вводе двигателя задвижки
Сопротивление силовой жилы кабеля АВВГ-1(4х25) Sн = 25 мм2 по
табл. 44 [8] rо.ф.к = 126 Омкм; l29 = 20 м = 002 км:
rф.к29 = rо.ф.к·l29 = 126·002 = 252 мОм.
Сопротивление нулевой жилы кабеля Sн = 25мм2 из табл. 44 [8] r0к= 126 Омкм:
rк29= r0к·l29 = 126·002 = 252 мОм.
Сопротивление для автомата ВА 51-25 Iн = 25 А из табл. 110 [8]:
rа9 = 8 мОм;xа9 = 6 мОм.
Сопротивления жил кабеля типа АВВГ-1(4х25) длиной l27 = 002 км для
Sн = 25 мм2 из табл.44 и 45 [8]:
r0 = 126 Омкм;х0 = 009 Омкм;
хк29 = х0 ·l29 = 009·002 = 18 мОм.
Полное сопротивление zΣ29 до точки К13:
и Ку13 = 1 по кривой рис. 17 [8].
Ударный ток КЗ в точке К13:
Данные расчета сечения жил кабелей и проводов электропотребителей ТП-302
Тип и сечение жил кабеля
Освещение надшахтного
Данные расчета трехфазных токов короткого замыкания
Окончание табл. 2.27
Аварийное освещение копра
Рабочее освещение копра
Техническая характеристика низковольтной пускозащитной аппаратуры
Продолжение табл. 2.28
Окончание табл. 2.28
Выводной на вентилятор
9. Заземление электрооборудования скипового ствола
Основным критерием электробезопасности являются предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и токов протекающих через тело человека.
Выбор защитных мер должен производиться в зависимости от следующих факторов: режима работы нейтрали электроустановок номинального напряжения сети категории опасности помещений в которых размещены электроустановки технико-экономической целесообразности.
Сети напряжением до 1000 В выполняются с глухозаземленной и изолированной нейтралью.
Заземление следует применять во всех электроустановках напряжением до 1000 В.
Зануление должно применяться только совместно с заземлением в электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью. Применение зануления в сетях с изолированной нейтралью запрещается так как при замыкании одной из фаз на заземленные части поврежденные линии не отключаются защитой напряжения неповрежденных фаз относительно земли возрастают до линейных значений. Напряжения нейтралей всех зануленных частей при этом повышаются до фазных значений что приводит к повышению опасности поражения электрическим током.
Защитное отключение рекомендуется применять в электроустановках напряжением до 1000 В с любым режимом работы нейтрали. Защитное отключение можно осуществлять при помощи специальных защитно-отключающих устройств. Кроме того для обеспечения электробезопасности в электроустановках напряжением до 1000 В используются: понижение напряжения разделение сетей двойная изоляция и т.д.
Допускается не применять защитных мер в электроустановках напряжением до 380 В переменного тока и до 440 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности.
Защитное заземление рекомендуется выполнять исходя из обеспечения допустимых напряжений прикосновения:
В электроустановках с заземленной нейтралью сопротивление ЗУ к которому присоединены нейтрали трансформаторов должно быть не более 2 4 и 8 Ом при линейных напряжениях 660 380 и 220 В 3-х фазной сети и 380 220 и 127 В 1-фазной сети;
В электроустановках с изолированной нейтралью сопротивление ЗУ должно быть не более 4 Ом.
В электроустановках напряжением выше 1000 В с эффективно заземленной нейтралью сопротивление ЗУ в любое время года не должно превышать 05 Ом включая сопротивление естественных заземлителей. При этом напряжение на ЗУ при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ.
Напряжение выше 10 кВ допускается на ЗУ с которых исключен вынос потенциала за пределы зданий и внешних ограждений. При напряжении на ЗУ выше 5 но ниже 10 кВ должны предусматриваться меры по защите кабелей связи и телемеханики. Если ЗУ выполняется по требованиям напряжения прикосновения то сопротивление не нормируется.
Предельно допустимый уровень напряжений прикосновения в сетях с эффективным заземлением нейтралей зависит от времени срабатывания защиты и составляет 500 В при времени срабатывания защиты не более 01 с 400 В при времени срабатывания защиты не более 02 с 200 В при t = 05 с и 100 В при t = 1 с.
Все электрооборудование скипового ствола заземлено для защиты от поражения электрическим током в случае пробоя изоляции а также для снятия статического заряда.
Выделяют два вида заземлителей: естественные и искусственные.
Естественными заземлителями являются находящиеся в земле металлические конструкции зданий и сооружений трубопроводы и свинцовые оболочки кабелей.
Искусственные заземлители обычно выполняются из электродов соединенных на глубине 05-07 м посредством сварки стальной полосой. Электроды длиной 25-3 м изготовляют из угловой стали размером 50505 мм 60606мм и 75758 мм или из круглой стали диаметром 12-16 мм длиной 5-6 м. Соединительную полосу выполняют из полосовой стали размером 404 мм или из круглой стали диаметром 10-12 мм.
Углубленные заземлители из стальных круглых электродов диаметром 12-16 мм и длиной 5-6 м соединенные полосой закладывают на дно котлованов на глубине 3-4 м при сооружении фундаментов цехов подстанций и опор линий электропередачи. В плохо проходящих грунтах устраивают глубинные заземлители закладывая электроды на глубине 15-20 м а в районах вечной мерзлоты – до 50 м.
Для заземляющих проводников используют металлические строительные конструкции стальные трубы электропроводок свинцовые и алюминиевые оболочки и заземляющие жилы кабелей а также отдельно проложенные медные и алюминиевые провода полосовую и круглую сталь.
Магистральные защитные проводники из полосовой стали прокладываются открыто: в установках до 1000 В они должны иметь сечение не менее 100 мм2.
Проводимость защитного проводника в сетях до 1000 В с глухо-заземленной нейтралью должна быть не ниже 50 % проводимости фазного проводника.
Все соединения сети заземления выполняются сваркой. Каждый заземленный элемент подключается к сети заземления отдельным ответвлением. При устройстве заземлений надо стремиться к снижению напряжений шага и прикосновения. Достигается это благодаря контурным заземлителям с уравнительными полосами которые позволяют равномерно распределять потенциал на всей площади.
Внутренние магистрали заземления соединяются с наружным контуром в нескольких местах. Чтобы избежать большой разности потенциалов во внешней части контура особенно в местах входа и выезда в подстанцию закладывают дополнительно две-три стальные полосы (в форме козырька) с постепенным заглублением до 15-2 м. Этим достигается более пологий спад потенциала и снижение напряжения шага.
Внутренний контур заземления скипового ствола выполняется из стальных полос сечением 404 мм2 прокладываемых по стенам на высоте 200 мм от пола. При пересечении двери помещения магистралью магистраль прокладывается над дверью. Контур заземления проложен на каждой отметке ствола по всему периметру.
В качестве дополнительных заземляющих проводников используются закладные детали в полах для установки шкафов панелей сборок металлоконструкции площадок. Все перечисленные конструкции следует присоединять к магистрали заземления полосой 404 мм.
Все соединения заземляющего устройства выполняются посредством сварки. Длинна сварочных швов должна быть равной двойной ширине шины при прямоугольном сечении или шести диаметрам при круглом сечении.
Присоединение оборудования к магистралям заземления выполнена полосой сталью 254 мм. Полосовую сталь заземления крепят дюбелями с применением монтажного пистолета.
Заземляющие проводники открытого положения а также полосы сети заземления должны быть окрашены в черный цвет.
Заземлению подлежат: корпуса электрических машин трансформаторов аппаратов светильников приводы электрических аппаратов вторичные обмотки измерительных трансформаторов каркасы распределительных щитов щитов управления щитков и шкафов кабельные муфты металлические оболочки и брони силовых и контрольных кабелей металлические оболочки проводов стальные трубы электропроводки и другие металлические конструкции связанные с установкой электрооборудования.
10. ПБ при эксплуатации электрооборудования
Общие правила безопасности
Все работники до начала работы обязаны одеть и носить во время работы спец. одежду спец. обувь средства индивидуальной защиты предусмотренные типовыми нормами и в соответствии с выполняемой работой и условиями труда. Спец. одежда спец. обувь СИЗ должны содержаться в чистоте и порядке.
Каждый рабочий обязан выполнять только порученные ему работы согласно выданного задания по которым проведён инструктаж и соблюдать требования инструкций по охране труда.
Сохранять бдительность и осторожность в работе. Запрещается приступать к работе и находиться на рабочем месте в состоянии алкогольного либо наркотического опьянения. Не допускать нахождения на работе лиц в нетрезвом состоянии. Немедленно сообщать о появлении на работе таких лиц начальнику смены либо руководителю подразделения
Принимать все меры к устранению недостатков по безопасности работы вносить предложения по улучшению условий труда и ТБ. Скрытие факта нарушения техники безопасности влечёт за собой травматизм и является грубым нарушением трудовой и производственной дисциплины.
Каждый работник заметивший опасность как например отсутствие ограждений не огражденных площадок движущихся частей оборудования оголённый провод или обнаружив аварию обязан:
предупредить об опасности других работников;
сообщить об опасности ближайшему руководителю.
Без ведома мастера производителя работ или бригадира запрещается самовольно покидать рабочее место и расширять его.
Запрещается хранить на рабочих местах горючие смазочные и легковоспламеняющиеся материалы более сменной потребности.
Запрещается касаться и крутить без надобности запорную армату на оборудовании.
Запрещается попадание воды на провода кабели и электрооборудование.
Запрещается трогать и наступать на электропровода и кабели даже если они лежат на земле электрический кабель может иметь повреждения.
Запрещается работа на неисправном оборудовании использование неисправных приспособлений и инструмента.
Применяй в работе те инструменты и приспособления которые соответствуют характеру выполняемой работы и предусмотрены технологией производства данной работы.
Запрещается без разрешения снимать предупреждающие и разрешающие плакаты и знаки безопасности.
При остановке на ремонт технологического оборудования электрическая схема привода должна быть разобрана а на пусковых устройствах вывешены плакаты: "Не включать - работают люди".
Лицам не связанным с обслуживанием вентиляционных систем запрещается входить в вентиляционные помещения (камеры) включать и останавливать вентиляторы а также открывать и закрывать арматуру вентиляционных систем.
Всем рабочим кроме электротехнического персонала запрещается смена и чистка светильников арматуры и ламп замена штепсельных розеток и предохранителей прокладка проводов подключение и отключение от сети электрооборудования с электроприводом сварочных трансформаторов и т.д.
Запрещается ремонт чистка и закрепление движущихся частей и ограждений во время работы оборудования.
Снимать ограждение для ремонта оборудования разрешается только после полной остановки механизмов. Пуск механизмов после ремонта осмотра и чистки разрешается только после установки ограждения на место и укрепления всех его частей установки знаков безопасности.
Запрещается курить во взрывоопасных помещениях пользоваться открытым огнём.
Ношение каски как средства защиты головы обязательно.
Основные правила электробезопасности
Эксплуатация электрооборудования с точки зрения техники безопасности существенно отличается от эксплуатации любого другого не электрического вида оборудования. При обслуживании электроустановок ток и напряжение не проявляют внешних признаков поэтому органы чувств человека не обнаруживают грозящей опасности. Электрический ток поражает внезапно. Здесь угроза даёт о себе знать только после того как человек оказывается под влиянием электрического тока. Поражение человека электрическим током происходит либо при непосредственном прикосновении его к открытым токоведущим частям либо при приближении его к открытым токоведущим частям на расстояние менее допустимого. Электрический удар нарушает физиологическую функцию и физиологические процессы в организме человека и может повлечь за собой паралич центров управляющих дыханием и сердечной деятельностью.
Основные меры защиты от поражения током: изоляция; недосягаемость токоведущих частей; электрическое разделение сети с помощью специальных разделяющих трансформаторов; применение малого напряжения (не выше 42В а в особо опасных помещениях - 12В); использование двойной (рабочей и дополнительной) изоляции; выравнивание потенциала; защитное заземление и зануление; защитное отключение; применение специальных электрозащитных средств; организация безопасной эксплуатации электроустановок.
Статическое электричество оказывает вредное воздействие на организм человека причём не только при непосредственном контакте с зарядом но и за счёт действия электрического поля возникающего вокруг заряжённых поверхностей.
Основные способы защиты от статического электричества следующие заземление оборудования сосудов и коммуникаций в которых накапливается статическое электричество; увлажнение окружающего воздуха; ионизация воздуха или среды нейтрализаторами статического электричества; подбор контактных пар изменение режима технологического процесса.
Для защиты работающих от поражения электрическим током осуществляется целый ряд мероприятий:
- все оголённые места токоведущих частей необходимо изолировать;
- все токоприёмники должны быть заземлены;
- все работающие должны пользоваться защитными средствами (диэлектрические перчатки галоши боты коврики инструмент с изолированными ручками);
- на всех сборках электроустановках должна быть система запрещающих и предупреждающих надписей и схем; на токоприёмниках должны быть выбиты (написаны) инвентарный номер дата испытания.
Безопасность электроустановок обеспечивается следующими мерами защиты:
надлежащей изоляцией; недоступностью токоведущих частей; заземлением электрооборудования; надёжным и быстродействующим автоматическим защитным отключением; предупредительной сигнализацией; надписями и плакатами; защитными средствами и приспособлениями.
Все распредустройства в помещениях предприятия должны запираться на замок вход в распредустройства посторонним лицам не связанным с обслуживанием данной электроустановки запрещается.
Запрещается самостоятельно не имея на это задания и соответствующего допуска включать и отключать электроустановки в том числе и механизмы с электроприводом открывать двери распредустройств дверцы электрощитов рубильников защитные щитки и крышки автоматических выключателей пакетников пусковой и пускорегулирующей аппаратуры (исключение составляют случаи необходимости аварийного отключения электрооборудования в случае травмы либо возникновения ситуации могущей привести к травме).
Экономика и организация производства
1. Организация труда и система управления
Участок рудничных подъёмов скиповых стволов СС-12 рудника "Октябрьский" осуществляет отгрузку горной массы из центральных рудоспусков при помощи механоэнергетического оборудования дозаторных камер гор. -906 м. -1000 м. и выдачу её на поверхность по скиповым стволам СС-1 и СС-2 для последующей транспортировки добытой горной массы на склады и фабрики. Комплекс подземных и поверхностных сооружений участка: скиповые стволы дозаторные камеры копры и надшахтные здания сооружения транспортерные галереи являются непосредственной частью рудника и находятся на его территории.
Участок рудничных подъемов скиповых стволов СС-12 рудника «Октябрьский» в дальнейшем участок СС-12 возглавляется начальником участка которому подчинены ИТР и рабочие участка (технологический и дежурный персонал):
руководитель – начальник участка;
специалисты: энергетик участка; механик участка; сменные механики технологических смен;
рабочие - технологический и дежурный персонал технологических смен.
Основные фонды числятся на подотчёте начальника участка. Малоценные материалы и средства числятся на подотчёте у энергетика и механика участка по принадлежности.
Участок СС-12 состоит из технологического и дежурного оперативно- ремонтного персонала слесарной и электрослесарной групп. В состав технологического персонала смен входят машинисты подъема стволовые подземные машинисты конвейера. В состав дежурного оперативно-ремонтного персонала смены входят дежурный электрослесарь по ремонту оборудования дежурный слесарь по ремонту оборудования подземной группы ставок.
РСиС участка подчиняются:
- административно директору рудника; - функционально главному инженеру главному механику главному энергетику а также их заместителям по принадлежности.
Все ИТР участка непосредственно подчиняются начальнику участка. Сменные механики подчиняются функционально энергетику и механику участка.
Все рабочие непосредственно подчиняются сменному механику технологической смены как лицу технического надзора смены. Административно – начальнику участка. В технических вопросах энергетику и механику участка по принадлежности.
Организационная структура СС-12 предусматривает следующие виды взаимодействия: административно-технического управления; ежесменного оперативного обслуживания и эксплуатацию оборудования комплекса рудничных подъёмов контроль производства технического обслуживания и регламентных осмотров планово-предупредительных и капитальных ремонтов механоэнергетического оборудования силами структур «внешнего» и «внутреннего» подряда.
Организационная структура административно-технического управления:
начальник участка СС-12 подчинён непосредственно главному механику и главному энергетику рудника. Непосредственно начальнику участка СС-12 подчинены: механик участка энергетик участка сменные механики технологических смен технологический и дежурный оперативно-ремонтный персонал смен.
Электрослесарь дежурный и по ремонту оборудования непосредственно подчиняется:
административно - начальнику;
технически - гл. энергетику рудника и его заместителям энергетику участка (при его отсутствии сменному механику бригадиру;
оперативно - оперативному дежурному по электроснабжению рудника.
Электрослесарь работает согласно режиму рудника по графику утвержденному начальником участка и согласованному с председателем цехового комитета профсоюза.
Электрослесарь участка является персоналом по обслуживанию ремонту и наладке электрической и механической части электрооборудования участка. К работе в электроустановках допускаются лица прошедшие обучение по данной профессии и имеющие удостоверение установленной формы прошедшие медицинскую комиссию.
Электрослесарь ежегодно должен проходить проверку знаний ПТЭЭП ЕПБ согласно графику сдачи экзаменов по участку ежеквартально противоаварийные и противопожарные тренировки и ежемесячный производственный инструктаж электротехнического персонала участка.
В работе электрослесарь руководствуется требованиями ЕПБ ПТЭЭП ПУЭ инструкциями по обслуживанию оборудования и ТБ директивными материалами схемами электрооборудования и электроснабжения и другими руководящими документами и инструкциями по безопасности рудника инструкцией по производству переключений в электроустановках рудника.
Стволовые пов.Энергетик Главный
Стволовые подз. энергетик
Эл. слесарь пов. Сменный Начальник Главный Директор
Эл. слесарь подз. механник участка инженер рудника
Слесарь пов.МеханикРаспред. Главный
Слесарь подз.работ механик
Рис. 3.1. Схема управления участком
Участок состоит из технологического персонала смен:
- машинисты подъёмных машин;
- стволовые подземные;
- машинисты конвейера;
- дежурного оперативно-ремонтного персонала смены (дежурный электрослесарь и дежурный слесарь подземной группы ставок).
Ежесменное оперативное обслуживание и эксплуатацию оборудования комплекса рудничных подъемов скиповых стволов СС-12 осуществляет технологический и дежурный оперативно-ремонтный персонал смен.
Техническое обслуживание и регламентные осмотры планово-предупредительные и капитальные ремонты механоэнергетического оборудования комплекса рудничных подъёмов осуществляются силами структур «внешнего» и «внутреннего» подряда под контролем ИТР участка.
Режим и условия труда персонала участка СС-12
Продолжительность рабочей недели
ИТР (начальник участка механик энергетик)- 400 часовая 5-ти дневная рабочая неделя
ИТР (Сменный механик) - 400 часовая непрерывная рабочая неделя 15 мин. на прием пищи.
Распределитель работ - 360 часовая 5-ти дневная рабочая неделя 40 мин. на прием пищи.
Технологическая группа (подземные рабочие)- по сменно 80 часовой рабочий день 15 мин на прием пищи.
Технологическая группа (поверхностные рабочие)- по сменно 80 часовой рабочий день 15 мин на прием пищи.
Ремонтная группа (подземные рабочие)- 70 часовой рабочий день 5-ти дневная рабочая неделя 15 мин на прием пищи.
Ремонтная группа (поверхностные рабочие)- 80 часовой рабочий день 5-ти дневная рабочая неделя 15 мин на прием пищи.
- основных 52 календарных дня;
- вредность: электрослесарь дежурный и по ремонту оборудования – 7 дней;
электрогазосварщик – 14 дней.
Номинальный фонд рабочего времени на 1-го человека за год по плановому годовому балансу:
ИТР (начальник участка механик энергетик) - 248 рабочих дней 19810 час.
ИТР (Сменный механик) - 248 рабочих дней 19810 час.
Распределитель работ - 248 рабочих дней 17826 часов.
Технологическая группа (подземные рабочие) - 255 рабочих дня 17826 часов.
Технологическая группа (поверхностные рабочие) - 248 рабочих дня 19810 часов.
Ремонтная группа (подземные рабочие) - 255 рабочих дня 17826 часов.
Ремонтная группа (поверхностные рабочие) - 248 рабочих дня 19810 часов.
Режим работы участка непрерывный 3-х сменный.
2. Расчет себестоимости эксплуатационных затрат
на содержание и ремонт основного электрооборудования
2.1. Расчет годового фонда рабочего времени персонала
Плановый годовой фонд рабочего времени определяется на основании планового баланса рабочего времени который составляется на 1го работника соответствующий категории персонала.
Баланс рабочего времени 1го работника за год
Календарный фонд времени
Номинальный фонд времени
Продолжительность рабочей смены
Окончание табл. 3.1
Эффективный фонд времени
Коэффициент списочной
2.2. Расчет структуры ремонтного цикла оборудования
Структура ремонтного цикла определяется нормативами периодичности ремонтов и ТО выполняемых в течение ремонтного цикла.
Нормативы периодичности
Вид ремонта и периодичность (мес)
ТО – 1 мес. ТР – 6 мес. КР – 36 мес.
ТО – 1 мес. ТР – 6 мес. КР – 72 мес.
ТО – 1мес. ТР – 2мес. КР – 72мес.
ТО – 1мес. ТР – 6мес. КР – 60мес.
ТО – 1мес. ТР – 6мес. КР – 108мес.
ТО – 1мес. ТР – 2мес. КР – 36мес.
ТР – 6мес. КР – 60мес.
Структура ремонтного цикла оборудования составит:
-Количество текущих ремонтов Т1 за период ремонтного цикла составит:
где Рц – продолжительность ремонтного цикла(мес)
– продолжительность межремонтного периода Т1(мес)
Для : СДСЗ-290-1216У4; П22-42-13К; П2-800-255-8КУ4; 4А112М4У3; ТД-500; ТД-300; +58 м.:
Для двигателей: 4А90L4У3; 4А100S4У3; 4А200L6У3; 4А200L8У3; 4А250S6У3; 4А250М8У3; АИС71А4У3; ЩЭА 5463:
Для крана электротали:
Для двигателей: 4А71В4У3; 4А180М2У3; 4А250М6У3; 4А250S6У3:
Для выключателей и пускателей:
-количество текущих осмотров ТО за период ремонтного цикла составит:
где Рц – продолжительность ремонтного цикла (мес); – продолжительность межосмотровогого периода ТО (мес).
Нормативы трудоемкости
Вид ремонта и удельная трудоемкость (чел · час)
ТО – 494; ТР – 171; КР – 475
ТО – 025; ТР – 344; КР – 115
ТО – 02; ТР – 263; КР – 844
ТО – 045; ТР – 577; КР – 1982
ТО – 065; ТР – 787; КР – 2722
ТО – 013; ТР – 175; КР – 54
ТО – 05; ТР – 4; КР – 14
ТО – 77; ТР – 27; КР – 756
ТО – 125; ТР – 37; К – 83
ТО – 75; ТР – 263; КР – 50
Нормативы продолжительность одного
Вид ремонта и продолжительность (час)
ТО – 2; ТР – 24; КР – 50
ТО – 35; ТР – 48; КР – 67
ТО – 6; ТР – 72; КР – 96
2.3.Расчет коэффициента экстенсивного использования
оборудования и планового фонда рабочего времени оборудования
Коэффициент экстенсивного использования (КЭ) определяется на основе плановых нормативов простоев (продолжительности) в ремонте и ТО технологических перерывов и структуры годового цикла работ.
Плановый фонд простоев в ремонте и на ТО за календарный год производится по формуле:
ТПР = ТПРТ0 × nТ0 + ТПРТ1 × nТ1 (часы)
- норматив простоев 1-го ТО
- норматив простоев 1-го Т1
Плановый фонд простоев оборудования каждой из групп за год (см. табл. 3.4):
Плановый фонд рабочего времени оборудования (эффективный фонд рабочего времени) определяется по формуле:
где Тк - календарный либо режим работы оборудования который определяется режимом работы подразделения Тпр – плановый фонд простоя оборудования.
Коэффициент экстенсивного использования составит:
2.4. Расчет явочной и списочной численности
ремонтного и дежурного персонала
Явочное число дежурного персонала занятых на ТО и текущей эксплуатации определяем по нормативной трудоемкости техосмотров согласно графикам ППР и структуре ремонтного цикла:
где ТЕ.норм - нормативная трудоемкость установленная по нормативному сборнику (чел×час); Тном - годовой номинальный фонд рабочего времени 1го рабочего по плановому балансу рабочего времени (час).
Примечание: явочное число дежурного персонала определяют по нормативной трудоемкости техосмотров; явочное число рабочих-ремонтников занятых на капитальном и текущих ремонтах по трудоемкости соответствующих видов ремонтных работ (см табл. 3.3).
Суммарная трудоемкость по видам работ:
Расчет явочной численности электрослесарей по ремонту электрооборудования на Т1 и ТО:
Расчет явочной численности электрослесарей по ремонту электрооборудования на КР:
Явочный состав рабочих с учетом подменного штата образуют списочный состав. Численность подменного штата определяется величиной списочного состава (Ксп) который определяется отношением номинального фонда рабочего времени (Тном) к эффективному (Тэф) по плановому балансу рабочего времени:
Расчет списочной численности электрослесарей по ремонту электрооборудования на Т1 и ТО:
Расчет списочной численности штатных электрослесарей по капитальному ремонту электрооборудования:
2.5. Расчет планового ФОТ персонала
Система оплаты труда персонала - повременно-премиальная. Оплата труда производится по четвертой группе тарифных ставок. На основании данных таблицы тарифных ставок и разрядов рабочих определяется их средняя величина для каждой категории рабочих которая будет принята для составления среднего заработка рабочих в плановом периоде (году).
Тарифные разряды и ставки
Средняя тарифная ставка:
где Чст – списочная численность; Тст – часовая тарифная ставка.
Средний тарифный разряд:
Средняя часовая тарифная ставка электрослесарей занятых на ТО:
Средняя часовая тарифная ставка электрослесарей занятых на ТР:
Средняя часовая тарифная ставка штатных электрослесарей занятых на КР:
Средняя часовая тарифная ставка электрогазосварщиков:
Средняя часовая тарифная ставка электрослесарей занятых на КР(подряд.):
Норматив фонда ДЗП для рабочих и ИТР:
Списочная численность рабочих
Плановый фонд рабочего времени
персонала (чел · дн)
Смета годового ФОТ персонала
Среднемесячный заработок 1го штатного рабочего занятого на ТО и ремонтах:
Смета годового ФОТ ИТР и АУП
Перечень штатных должностей
Количество штатных единиц
Оклад штатной единицы (руб.)
Тарифный фонд (руб.)
Премиальный фонд 55% (руб.)
Районный коэф. 80% (руб.)
Северные надбавки 80% (руб.)
Отчисления по ЕСН 275% (руб.)
2.6. Расчет сметы затрат на приобретение оборудования
с учетом величины годовых амортизационных
отчислений по данной группе основных фондов
Размер амортизационных отчислений на полное восстановление определяют по установленной норме амортизации (НА) в % от балансовой стоимости установленного оборудования (ФБ руб.):
Смета капитальных затрат и амортизационных отчислений
после обновления основных фондов
Балансовая стоимость ед. оборудования
до обновления основных фондов
2.7. Расчет стоимости силовой электроэнергии
Расчет стоимости силовой электроэнергии:
где Мд суммарная мощность электродвигателей (13136 кВт); Тк - календарный фонд времени работы оборудования (в днях); Кэ - коэффициент экстенсивности;
Ки - коэффициент интенсивности (08); Кп - коэффициент потерь электроэнергии в сети (11); Тсм - число смен в течение суток; tсм – продолжительность смены (час);
Цэ - цена 1 кВт×ч по тарифу (0522 руб.); S - КПД электродвигателей (084).
2.8. Расчет затрат на охрану труда
Перечень СИЗ на 1-го электрослесаря
сварщика и энергетика
Электрослесарь дежурный и по ремонту оборудования
Сапоги кожаные “Суперроит”
Белье нательное теплое
Респиратор “лепесток”
Рукавицы брезентовые
Полуплащ непромокаемый
Окончание табл. 3.10
Подшлемник шерстяной
Рукавицы комбинированные
Стоимость ЛПП на одного человека в год составит 3770 руб.
Расчет затрат на охрану труда на одного человека в год:
Электрослесаря:СИЗ – 5 800 руб. ЛПП – 3770 руб.:
Электрогазосварщик:СИЗ – 14 039 руб. ЛПП – 3770 руб.;
Годовой объем затрат на охрану труда:
2.9. Расчет затрат по статье
“Прочие накладные расходы”
Статья «Прочие расходы» предполагает затраты на подготовительно заключительные работы и работы по обслуживанию ремонтного участка а также затраты на текущие содержания которые не приведены в смете:
стоимость энергоресурсов и топлива при ремонтных работах;
монтаж коммуникаций;
эксплуатация транспорта и подъемных механизмов;
оплата труда вспомогательного персонала;
материалы и запчасти для текущей эксплуатации и ремонтов;
износ ремонтно-технических средств.
Размер «Прочих расходов» определяем в соответствии с нормативом в % от суммы учтенных затрат по смете для работ выполняемых собственными силами и подрядными организациями.
Нормативы прочих накладных расходов:
для текущей эксплуатации и ремонтов выполняемых штатным персоналом – 60% от ФОТ штатного персонала рабочих (без учета ЕСН):
для капитальных ремонтов выполняемых подрядной организацией – 45% от ФОТ подрядного персонала (без учета ЕСН)::
2.10. Смета затрат на содержание и ремонт
Смета затрат на содержание и ремонт оборудования
Сумма после обновления
Затраты на эксплуатацию и содержание оборудования всего:
2 Стоимость силовой электроэнергии
3 ФОТ электрослесарей на ТО
4 Отчисления на социальные нужды -275%
Затраты на текущий и капитальный ремонты оборудования всего:
1 ФОТ рабочих-ремонтников
2 Отчисления на социальные нужды -275%
Прочие накладные расходы всего:
1 для текущей эксплуатации и ремонтов выполняемых штатным персоналом
2 для капитальных ремонтов выполняемых подрядной организацией
Оплата услуг подрядной организации по капитальному ремонту всего
2.11. Расчет единовременных капитальных вложений
для внедрения проекта
Состав единовременных капитальных вложений:
- стоимость устанавливаемого оборудования (Фо) руб.;
- стоимость демонтажных работ (Сд) руб.;
- стоимость монтажных работ (См) руб.;
- стоимость пуско-наладочных работ (Сп.н) руб.
Стоимость демонтажных монтажных и пуско-наладочных работ определим укрупненным методом – 20% от стоимости устанавливаемого оборудования.
Объем единовременного капитала составит:
К = Фо + Сд + См + Сп.н = 931 811 + 186 362 = 1 118 173 руб.
2.12. Плановые технико-экономические
Плановые технико-экономические показатели годовых
эксплуатационных затрат скипового ствола
Балансовая стоимость электрооборудования
1 работы по монтажу ремонту
Коэффициент экстенсивного использования электрооборудования
Окончание табл. 3.12
Годовой объем затрат на эксплуатацию и ремонты выполняемые собственными силами всего:
Силовая электроэнергия
ФОТ электрослесарей с учетом ЕСН 275%
Прочие накладные расходы
Оплата услуг подрядной организации по капитальному ремонту
Нормативная трудоемкость ремонтов всего:
Средний квалификационный разряд персонала
Среднемесячная заработная плата одного штатного рабочего
Коэффициент использования рабочего времени персонала
Объем единовременного капитала в проект
Частичное обновление наличного парка электрооборудования требует единовременного вложения капитала в размере 1118173 руб. При этом капитальные затраты по участку увеличиваются на 9317 тыс.руб. в том числе:
- по балансовой стоимости – на 4554 тыс.руб.;
- по амортизации – на 4763 тыс.руб.
Объем годовых затрат на эксплуатацию и ремонт в проектном году увеличиваются на 05% поскольку техническое обслуживание и ремонт электрооборудования проектного варианта по энергоемкости и трудоемкости не изменится.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Реле РНТ в схемах дифференциальных защит В. В. Овчиннников. – М.: Энергия 1973.
Релейная защита линий 3-10 кВ на переменном оперативном токе А. Н. Кожин. – М.: Энергия 1971.
Электроснабжение промышленных предприятий и установок Ю. Д. Сибикин М. Ю. Сибикин В. А. Яшков. – М.: Высшая школа 2001.
Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Под ред. Б. Н. Неклепаева
И. П. Крючкова. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочная книга для проектирования электрического освещения Под ред. Г. М. Кнорринга. – Л.: Энергия 1976.
Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей Под ред. Антипова – М.: Энергоатомиздат 1999.
Электроснабжение предприятий Н. П. Постников Г. М. Рубашов. - Л.: Стройиздат 1989.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий для специальности 1806
Релейная защита в задачах с решениями и примерами А. М. Авербух. – Л.: Энергия 1975.
Расчет токов короткого замыкания в электросетях 04 – 35 кВ М. Л. Голубев. – М.: Энергия 1980.