Электроснабжение группы цехов верхней площадки ОАО ЧЭМК

Диплом Анипир SE.doc

Предложенная система электроснабжения потребителей позволяет осуществить рациональное получение распределение и потребление электроэнергии. Приводится расчет нагрузок потребителей в соответствии с требованиями к надежности электроснабжения. После анализа расчетов был выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от подстанции «Новометаллургическая». Выбрана рациональная схема внутреннего электроснабжения потребителей по критерию минимума приведенных затрат. После расчета токов короткого замыкания выбрано электрооборудование как на низкой так и на высокой стороне ГПП.
Выбраны и рассчитаны виды защит и автоматических устройств рассмотрены вопросы охраны труда организации и планирования электрохозяйства.
Технический паспорт проекта8
Характеристика производства12
Расчет электрических нагрузок14
2 Определение приведенного числа электроприемников17
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху18
4 Расчет электрических нагрузок по предприятию22
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия22
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций25
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия28
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения33
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия37
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения37
2 Выбор трансформаторов на ГПП38
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения41
1 Вариант 1 – Питание от пст «Новометаллургическая»41
1.1 Потери мощности в силовых трансформаторах41
1.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции41
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию42
1.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию43
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах45
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции45
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию45
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию47
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения47
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий50
1 Выбор величины напряжения50
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия50
3 Конструктивное выполнение электрической сети52
4 Расчет питающих линий52
Расчет токов короткого замыкания55
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия59
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП59
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения59
3 Выбор токопровода63
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока64
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций66
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ68
Компенсация реактивной мощности72
Вопросы качества электроэнергии83
Спецвопрос: «Система частотного пуска синхронных двигателей»84
1 Негативные последствия прямого пуска синхронных двигателей84
2 Расчет провала напряжения при прямом пуске синхронного двигателя на шинах ГПП84
3 Частотный пуск синхронного двигателя85
1 Краткая характеристика защит основных элементов электроснабжения91
1.1 Защита линий питающих ГПП91
1.2 Защита трансформаторов ГПП91
1.3 Защита линий питающих трансформаторы цеховых ТП92
1.4 Защита цеховых трансформаторов92
1.5 Защита конденсаторных батарей92
1.6 Защита трансформаторов РВП93
2 Расчёт защиты трансформатора РВП (ЭТЦХ 10000)94
2.1 Токовая защита без выдержки времени от многофазных коротких замыканий94
2.2 Токовая защита от перегрузки95
2.3 Газовая защита95
Вопросы безопасности жизнедеятельности97
1 Конструктивное выполнение главной понизительной подстанции (ГПП)97
2 Анализ пожарной безопасности99
3 Обеспечение электробезопасности101
3.1 Выбор искусственных заземлителей101
3.2 Контроль изоляции104
3.3 Защита ГПП от ударов молнии107
4 Освещение ОРУ-110 кВ108
Экономическая часть110
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса110
1.1 Анализ поля сил111
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства113
2.1 Организационная культура113
2.2 Организационная структура115
2.3 Функциональная матрица и должностная инструкция115
3 Планирование труда и заработной платы119
3.1 Планирование использования рабочего времени119
3.2 Планирование численности рабочих120
3.3 Планирование численности персонала управления123
3.4 Планирование фонда заработной платы125
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления125
3.6 Планирование производительности труда126
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание126
5 Планирование сметы текущих затрат127
6 Основные показатели энергохозяйства128
Список использованных источников129
Технический паспорт проекта
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В – 18676 кВт.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1000 В – 67700 кВт.
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители III категории: - отделение цеха №4
-шихтовый двор прокалочного отделения
Потребители II категории: - насосная 4
-ремонтно-механический цех
-отделение разделения цеха №5
Полная расчетная мощность на шипах ГПП: Sp = 67062 кВА
Коэффициенты реактивной мощности:
Заданный энергосистемой: tg j = 0.31
Расчетный: tg j = 0.31.
Напряжение внешнего электроснабжения 110 кВ.
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятия линий Sк.з.= 4500 МВА.
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы тип и сечение питающей линии АС – 18529.
Количество тип и мощность трансформаторов ГПП: 2 ТРДН – 63000110.
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия 10 кВ.
Типы ячеек распределительных устройств ГПП – КУ-10-315.
Количество цеховых ТП типы и мощности их трансформаторов:
ТП 7-10: 2ТМЗ – 63010
Типы и сечения кабельных линий (табл. 1.1).
Электрофикация народного хозяйства является одним из важнейших путей эффективного развития его производительных сил и улучшение условий труда и быта. Она в наибольшей мере способствует совершенствованию технологий росту объема продукции и повышению производительности труда.
Преимущество использования электроэнергии в ряде промышленных технологий а также обеспечение при ее применении автоматизации многих процессов и их механизации предопределяет дальнейший рост электрофикации и следовательно увеличение потребления электроэнергии.
Все возрастающее потребление электрической энергии и все возрастающие затраты на добычу и транспорт топлива необходимого для ее разработки остро поставили вопрос об экономии топлива и энергии о внедрении электросберегающих технологий. Стратегическая направленность экономической политики в отношении экономии энергии сочетается с политикой углубления электрофикации всех отраслей народного хозяйства.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций. По мере развития электроснабжения усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию системы электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.
Рационально выполненная современная система электроснабжения должна
удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности безопасности и удобству эксплуатации обеспечения надлежащего качества электроэнергии уровней напряжения стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта.
Характеристика производства
Ферросплавы выплавляют из руды в рудовосстановительной печи (РВП) все печи в основном работают как печи непрерывного действия. Шихта подаётся сверху на колошник печи а продукты плавки (жидкий сплав и шлак) периодически сливаются через открывающиеся летки в нижней части печи без наклона ванны. РВП характеризуются весьма высоким удельным расходом электроэнергии.
Предприятие работает по трёхсменному графику работы. Годовое число часов максимальных электрических нагрузок Тм=5000.
Климатические условия:
-по толщине стенки гололеда – III район
-по скоростным напорам ветра – III район.
На заводе имеют место выбросы в атмосферу газа пыли и дыма:
Всего твёрдых: 93417 тоннгод из них основные:
Хром шестивалентный (Cr+6) 25238 тоннгод
Марганец и его соединения 170311 тоннгод
бензапирен 0071 тоннгод
Всего газообразных: 117233 тоннгод из них основные:
Окись углерода 110906 тоннгод
Сернистый ангидрид 170311 тоннгод
Оксид азота 3375 тоннгод.
Коррозионная активность грунта предприятия – средняя блуждающих токов в грунте предприятия нет. Колебания и растягивающие усилия в грунте предприятия отсутствуют.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
На ГПП предприятия установлены два трансформатора ТРДН – 63000110. Электроприемники предприятия работают на переменном токе частотой 50 ГЦ на напряжении 10 и 04 кВ.
Виды коммутаций и тип грунта со средней коррозионной активностью без блуждающих токов позволяет прокладку кабелей типа ААШвУ.
Расчет электрических нагрузок
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу “Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок“ (РТМ.36.18.32.4-92).
Согласно этому методу расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников находятся по средней нагрузке к расчетному коэффициенту по активной мощности.
где - расчетный коэффициент по активной мощности;
- коэффициент использования по активной мощности;
- номинальная активная мощность i-го элктроприемника кВт.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
где - расчетный коэффициент по реактивной мощности;
- коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.
Согласно руководящих указаний с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:
уровень: силовой кабель питающий отдельный электроприемники от распределительных щитов (шинопровод);
уровень: силовой кабель питающий распределительный щит от магистрального шинопровода;
уровень: магистральные шинопроводы и шины 04 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;
уровень: сети питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;
уровень: шины главной понизительной подстанции;
уровень: сети питающие главную понизительную подстанцию.
В зависимости от уровня Рр Qр определяются по разному:
где - коэффициент загрузки.
где - расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников определяющиеся по формуле:
где :- эффективное число электроприемников.
Равенство и в силу того что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным то есть по форме приближается к графику реактивной мощности.
где - коэффициент одновременности максимумов нагрузок;
- число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;
- число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;
- число трансформаторов подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.
где: - число узлов 3 уровня питающихся от распределительного пункта;
-число высоковольтных электроприемников подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;
-число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных) которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;
-число трансформаторов подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.
где - экономически обоснованная величина реактивной мощности которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;
- задается энергосистемой.
Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.
где: - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
- удельная осветительная нагрузка на 1 производственной поверхности пола цеха;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных групп электроприемников по отраслям промышленности приводится в справочнике [4]. Расчетные кривые и таблицы для определения приводится в таблице 1 РТM 36.18.32.4-92.
2 Определение приведенного числа электроприемников
При расчетах электрических нагрузок будем пользоваться следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где: - номинальная мощность самого мощного электроприемника в группе (цехе).
Под понимается такое число одинаковых по режиму работы электроприемников и одинаковой мощности которая обуславливает то же значение расчетного максимума что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.
3 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере ремонтно-механического цеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблица 4.1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул приведенных в пункте 4.1. и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.
4 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Результаты расчета сведены в таблицу 4.2. Коэффициент Кр для отдельных электроприемников предприятия принят из таблицы 2 методики тяжпромэлектропроекта.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
где: Кс.о – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки [2]
Ру.о – удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха [4]
F – поверхность пола цеха.
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
При проектировании системы электроснабжения на генплан предприятия наносятся все производственные цеха с картограммой нагрузок . Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы
секторов для каждого цеха соответственно определяются:
где Рpi – расчетные активные нагрузки цехов
m – масштаб площадей картограммы нагрузок кВтм2.
Произведем выбор величины масштаба mi. Имеем: Рр min = 21792 кВт rmin = 10 мм.
где Ppнi Ppвi Ppoi – расчетные активные нагрузки соответственно электроприемников напряжением до 1000 В выше 1000 В и электрического освещения кВт.
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где Xi Yi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Хо = = 171.2 м Yo = = 135.22 м.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3
Таблица 4.3 – Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия
Наименование цехов и узлов СЭС
Шихтовый двор прокалочного отделения
Выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников (ЭП) их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора SЭ.Т цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближено представлена в таблице 5.1.
Плотность электрической нагрузки цеха s кВАм2
Экономически целесообразная мощность одного тр-ра цеховой подстанции
Принято: s = SРFЦ (5.1)
где :SР – расчетная электрическая нагрузка одного цеха кВА;
FЦ – площадь цеха м2.
Величина s рассчитана в предположении равномерного распределения электрических нагрузок по площади цеха. Во многих случаях выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по условию таблицы 5.1 не получается. Таким образом в общем случае мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а также ее категории числа типа габаритов трансформаторов на предприятии.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения [2].
Однотрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 3-й и иногда 2-й категории.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категории.
При выборе ТП учитывается что число типогабаритов трансформаторов не превышает 4. Это существенно сокращает резерв и упрощает эксплуатацию трансформаторов.
На промышленных предприятиях для установки в цехах (на цеховых ТП) применяются три типа понижающих трансформаторов общепромышленного назначения: масляные совтоловые и сухие. Выбор их зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.п.
В нашем случае мы устанавливаем масляные трансформаторы типа ТМЗ. Все данные по типу трансформаторов заносим в таблицу 6.4 согласно [12].
При выборе трансформаторов цеховых ТП определяется наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В для этой ТП:
КЗ.Дi – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП
в нормальном режиме [2];
РРi – расчетная активная нагрузки на ТП.
Величина Q1Рi является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов Q1i не равна ей:
QPi если Q1Pi ≥ QPi (5.3)
где: QPi –расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При Q1Pi QPi трансформаторы ТП не могут пропускать всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения данной ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
QКi = QPi - Q1i (5.4)
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут составлять соответственно:
SP.Ti – полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор
ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Все расчеты сведены в таблицу 6.4.
Технико-эконономическое обоснование схемы внутреннего электроснабжения предприятия
В качестве варианта 1 принимаем вариант в котором в АБК №4 устанавливается низковольтный распределительный пункт (рис. 6.1).
От склада хромруды до РПН расстояние l=40 м.
Выберем кабель соединяющий РПН и склад хромруды.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где:- мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме (берётся из таблицы 4.2);
n – число параллельно соединенных кабелей.
Для двух параллельно соединённых кабелей:
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где: - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
Выбираем кабель ААШвУ (4х150) Iдоп=230 А r0=0196 Омкм х0=0073 Омкм.
Потери активной энергии в кабельной линии за 1 год определим по формуле:
где:t-годовое число максимальных потерь:
Склад хромруды и АБК № 4 – потребители III –й категории установим одно-трансформаторную подстанцию выберем трансформатор:
где:Рр – расчётная активная нагрузка на трансформатор(табл. 4.2)
n – число трансформаторов
kз.д – допустимый коэффициент загрузки трансформатора (для потребителя III категории kз.д=09 [5] ).
Рр=2179+3323=5502 кВт.
Коэффициент загрузки трансформатора:
Где QP –расчетная реактивная нагрузка на ТП (табл. 4.2).
Q1р = - наибольшая реактивная мощность которую трансформатор может пропустить.
QP=1703+3373=5076 квар;
Определим потери мощности в трансформаторе. Параметры трансформатора: Рхх=131 кВт Ркз=76 кВт Iхх=18% Uк=55%.
Потери электрической энергии в трансформаторе за год:
От ГПП до склада хромруды прокладываем кабель10 кВ марки ААШвУ длинной l=180 м.
Мощность передаваемая по кабельной линии:
Ток кабельной линии:
Сечение проводов находим по экономической плотности тока jэ=14 Амм2:
Выбираем кабель ААШвУ (3х25) Iдоп=65 А r0=1.17 Омкм х0=0099 Омкм.
В качестве варианта 2 принимаем вариант в котором в АБК №4 устанавливается собственная трансформаторная подстанция которая питается радиально от ГПП.
Выберем трансформатор установленный в АБК №4 выбор производится аналогично выбору трансформатора для склада хромруды (вариант 1) необходимые данные берутся из таблицы 4.2.
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: Рхх=074 кВт Ркз=37 кВт Iхх=23% Uк=45%.
Потери электрической энергии в трансформаторе:
От ГПП до АБК №4 прокладываем кабель 10 кВ марки ААШвУ длинной l=120 м.
Выбираем кабель ААШвУ (3х16) Iдоп=46 А r0=194 Омкм х0=0113 Омкм.
Мощность трансформаторной подстанции на складе хромруды уменьшится за счёт отсутствия дополнительной нагрузки (АБК №4).
Выберем трансформатор:
Определим потери электрической энергии в трансформаторе. Параметры трансформатора: Рхх=095 кВт Ркз=55 кВт Iхх=21% Uк=45%.
От ГПП до склада хромруды прокладываем кабель 10 кВ марки ААШвУ длинной l= 180 м.
Сечение кабеля находим по экономической плотности тока jэ=14 Амм2:
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: кабельные линии силовые трансформаторы цеховой подстанции низковольтные распределительные пункты.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
– общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт;
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 и 2 сведены в таблицы 6.1 и 6.2.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где: - удельная стоимость;
a==12225 рубкВт*мес-основная ставка тарифа;
b=0.675 рубкВтч-стоимость 1 электроэнергии;
-отношение потерь активной мощности предприятия DPэ в момент наибольшей активной нагрузки нагрузки энергосистемы к максимальным потерям DPм активной мощности предприятия.
- поправочный коэффициент: для 10 кВ;
Таблица 6.1 – Экономические показатели варианта 1
Таблица 6.2 – Экономические показатели варианта 2
Таблица 6.3 – Сравнение вариантов
Экономичнее первый вариант его и выберем.
На рис. 6.1 представлен генплан предприятия с указанием местоположения ТП и питающих линий между ГПП и ТП.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия
1 Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения
По приближенной формуле Стилла находим величину рационального напряжения:
РР.П – расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
где: - расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия кВт;
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций кВт;
-расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории кВт;
- коэффициент одновременности максимумов. Является функцией числа присоединений N и средневзвешанного коэффициента использования по активной мощности Kиа (РТМ.36.18.32.4-92). N является суммой числа цехов и числа высоковольтных устройств (N= 12+20=32).
где: Рс.н – средняя суммарная низковольтная нагрузка (табл. 4.2);
Рс.в - средняя суммарная высоковольтная нагрузка (табл. 4.2);
- суммарная номинальная низковольтная нагрузка (табл. 4.2)
- суммарная номинальная высоковольтная нагрузка (табл. 4.2)
Находим по таблице 2 (РТМ.36.18.32.4-92). ;
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения (рис. 7.1): 1 вариант – питание от подстанции «Новометаллургическая» напряжение 110 кВ;
вариант – питание от подстанции «Шагол» напряжение 110 кВ.
2 Выбор трансформаторов на ГПП
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:
где - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции потребляемая предприятием от энергосистемы ([10 с. 42]).
- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции.
Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:
где КЗ.Д – коэффициент загрузки трансформаторов в номинальном режиме КЗ.Д = 07.
На ГПП выбираем два трансформатора ТРДН – 63000.
Расчётный коэффициент загрузки трансформаторов ГПП в нормальном режиме:
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы равен 0532.
Схема внешнего электроснабжения на 110 кВ рисунке 7.1.
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения
1 Вариант 1 – Питание от пст «Новометаллургическая»
Паспортные данные трансформатора ТРДН 63000:
1.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
1.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток одной цепи линии:
Ток при повреждении одной цепи линий:
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока J=11 Амм^2
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-18529 имеет длительно допустимый ток IД = 510 А [7] и удельные сопротивления:
r0=0.33 омкм х0=040 омкм [9] при среднегеометрическом расстоянии между проводами фазы ДСР = 5000 мм.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:
IД = 510 А > In = 4407 А.
Провод АС-18529 по условию короны проходит т.к. минимальное сечение (по условию короны) провода для напряжения 110 кВ равно 70 мм2.
Потери активной энергии в проводах линии за год:
1.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Для выбора аппаратуры проведём расчёт токов короткого замыкания схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 8.1.
Мощность короткого замыкания системы:Sк=4500 МВА.
Базисная мощность: Sб=1000 МВА.
Базисное напряжение: Uб=115 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
Определим ток короткого замыкания в точке К2 .
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания ( =18):
1.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию
Результаты выбора и проверки аппаратов для варианта 1 сведены в таблицу 8.1.
Таблица 8.1 – Выбор оборудования варианта 1
ВГУ 110 II 40 2000 У1
) По номинальному напряжению Uc = Uн
) По номинальному току Iраб.утяж Iном
) По номинальному току эл.динамической стойкости:
-симметричному Iпо Iдин
-асимметричному Iуд max iуд
) По номинальному току отключения:
-симметричному Int Iотк
t=tзmin+tв=001+006=007
) По термической стойкости
tз=001с;tв=006с;Ta=005c
62(001+006+005) = 613 кА2с
) По номинальному напряжению
) По номинальному току
) По эл.динамической стойкости
I2тер × tтер = 315× 4 = 3969 кА2 с
Силовые трансформаторы выбираем такие же как в варианте 1.
2.1 Потери мощности в силовых трансформаторах
Потери в трансформаторах такие же как в варианте 1.
2.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции
Так как расчёт ЛЭП варианта 2 аналогичен расчёту ЛЭП варианта 1 то выбираем провод такой же как в варианте 1 т.е. АС-18529 различными будут потери в линии т.к. различна длинна ЛЭП определим их:
2.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
Мощность короткого замыкания системы:Sк=3500 МВА.
2.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию
Устанавливаем выключатель типа ВМТ-110Б-201000 УХЛ1
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 8.2
Таблица 8.2 – Выбор оборудования варианта 1
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
где: – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по [12];
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 1 2 сведены в таблицы 8.3 8.4.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 8.5.
Таблица 8.3 – Экономические показатели варианта 1
Таблица 8.4 – Экономические показатели варианта 2
Таблица 8.5 - Сравнение вариантов 1 и 2
В результате сравнения вариантов видно что вариант 1 экономичнее варианта 2 выбираем вариант 1.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий
1 Выбор величины напряжения
Выбор величены напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величены нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”так как отсутствует нагрузка 6 кВ принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций для группы технологически связанных цехов с числом присоединенных подстанций два три и радиальные при нагрузках располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Двухступенчатые радиальные схемы (установка распределительных пунктов) выполняется при наличии в цехах большой группы электроприемников напряжением свыше 1 кВ. при числе отходящих линий с обеих секций распределительных пунктов не менее восьми так как в этом случае это будет экономически целесообразно.
Схема сетей внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 9.1.
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Так как на комбинате имеется широко разветвлённая сеть технологических эстакад то кабели будем прокладывать в них. Для прокладки используем кабель марки ААШвУ.
4 Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
где - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [2];
- поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель [2];
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где - коэффициент перегрузки [2];.
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где: - расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля [5].
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки элементов схемы электроснабжения.
Исходная схема для расчета токов короткого замыкания и расчетная эквивалентная схема представлены на рис. 10.1 (а и б). Токи короткого замыкания определяются в следующих характерных точках:
К1 и К2 – точки в схеме внешнего электроснабжения;
К3 – сборные шины распределительного устройства низшего напряжения ГПП;
К4 – распределительное устройство низшего напряжения самой мощной из цеховых ТП.
Базисная мощность SБ = 1000 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции электросистемы Sc = 4500 МВА.
Определяем токи короткого замыкания на ступенях системы:
Токи короткого замыкания в точках К1 и К2 были определены ранее (раздел 8.1.3) .
Из раздела 8.1.3: Х1=022; Х2=003.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К3:
Сопротивление трансформатора ГПП:
Сопротивление кабельной линии ГПП-СД:
Сопротивление кабельной линии ГПП-АД:
Сопротивление синхронных двигателей:
- для двигателей мощности Рн = 1250 кВт;
Сопротивление асинхронных двигателей:
Преобразуем схему замещения предприятия:
Х13=Х6+Х7=008+237=2378
Х14=Х8+Х9=003+512=5123
Х12=Х1+Х2+Х3+Х4=022+003+0208+2917=3375
Расчет толов короткого замыкания в точке К3 ведем для трех моментов времени сек. При этом пользуемся графиком .
Ударный ток в точке К3:
Ток короткого замыкания в точке К4 (Ремонтно-механический цех) (ТП4):
Сопротивления трансформатора (ТМЗ 630) выберем из 4.11 [1]:
Сопротивление контактов выключателя (Iном=630 А) выберем из 4.13 [1]:
Ток КЗ в точке 4 равен:
Ударный ток в точке К4:
Все результаты расчетов приведены в таблице 9.1.
Таблица 10.1 Мощность и токи коротких замыканий
Выбор и проверка электрооборудования системы электроснабжения предприятия
Выбор и проверка электрооборудования предполагают сравнение каталожных данных каждого аппарата принимаемого к установке с расчетными параметрами точки схемы электроснабжения в которой устанавливается этот аппарат.
1 Выбор трансформатора собственных нужд ГПП
Для двухтрансформаторной подстанции с постоянным оперативным током предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд.
Принимаем к установке ТСН типа ТМЗ-40010.
ТСН подключаем через предохранитель.
Принимаем предохранитель ПКТ 102-10-315-40-315У3.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне ГПП выключателей трансформаторов тока трансформаторов напряжения
РУ на напряжение 10 кВ принимается комплектным из шкафов серии КУ-10 для внутренней установки. Ячейки комплектуются выключателями ВВЭ-10 и трансформаторами тока ТЛ.
Выбор выключателей производится:
-по номинальному напряжению Uуст Vном;
-по длительному тону Iраб.утяж. Iном;
-по отключающей способности .
Выключатели проверяются на симметричный ток отключения по условию:
Int Iотк ном ; (11.1)
на возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:
iat ia ном = ×× Iотк ном. (11.2)
где Bн – нормированное значение содержание апериодической составляющей в отключаемом токе в %;
t – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения контактов;
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по условию:
Iпо Iдин iу i дин (11.3)
На термическую стойкость:
Bн I2тер × tтер. (11.4)
Если условие: Int Iотк ном соблюдается а iаt ³ iа ном то допускается проверка на отключающую способность производится по номинальному току к.з.
× In t + iat 2 × Iотк.ном (1 + (11.5)
Ток утяжеленного режима:
Принимаем КРУ : КУ-10-315 - 3150 У1.
Ta= 012 согласно [3]
t = tр.з. + tсв = 001 + 0075 = 0085 с.
Вн = I2nt (tз + tв + Тa) = 1752 × (15 + 0075 + 012) = 5191 кА2×с.
Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 11.1.
Таблица 11.1 – Выбор вводных ячеек
I2тер×tтер = 802×13 = 19200 кА2×с
На отходящих линиях устанавливаем КРУ КУ-10-31.5-630 выбор выключателей отходящих линий представлен ниже.
Выбор трансформатора тока производится по условиям таблицы 11.2 и произведён в ней же.
Таблица 11.2 – Выбор трансформаторов тока вводных ячеек
Выбранный трансформатор тока проверяется по вторичной нагрузке (табл. 11.3) по схеме на рис. 11.1
Таблица 11.3 – Нагрузка трансформатора тока
Рис. 11.1 – Схема подключения приборов
Выберем контрольные кабели:
Расчет ведем по наиболее загруженной фазе А. Общее сопротивление приборов.
Допустимое сопротивление приборов :
rпров = rг.ном – rприб – rконт = 08 – 048 –005 = 027 Ом.
Применим кабель с алюминиевыми жилами длиной 40 метров. Трансформаторы соединены в неполную звезду:
Принимаем кабель АКРВГ –4 х 6
Секционный выключатель 10 кВ:
Амперметр типа Э - 335 с нагрузкой на каждую фазу по 05 В*А:
rпров = rг.ном – rприб – rконт = 08 – 002 –005 = 073 Ом.
Принимаем кабель АКРВГ –4 х 4
Нагрузка трансформаторов напряжения:
К установке принимаем трансформатор напряжения: 3*ЗНОЛ.06-10У3.
Таблица 11.4 – Нагрузка трансформатора напряжения
Выбираем три трансформатора напряжения ЗНОЛ.06-10У3 соединенных по три в две звезды. В классе точности 05 трансформатор будет выдавать:
К сборным шинам трансформатор напряжения присоединяется через предохранитель типа ПКН.001-10У3 и втычной разъединитель.
Выберем токопровод соединяющий силовые трансформаторы ГПП и РУ напряжением 10 кВ условия выбора и сам выбор представлены в таблице 11.5.
Таблица 11.5 – Выбор токопровода
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ отходящих линий и соответствующих трансформаторов тока
Результаты расчётов сведены в таблицу 11.6.
Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей:
От главной понизительной подстанции до трансформаторных подстанций:
- время срабатывания релейной защиты;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
Сечение кабеля удовлетворяющее термической стойкости токам короткого замыкания:
От главной понизительной подстанции до высоковольтных двигателей и печей:
Таблица 11.7 – Проверка кабелей на термическую стойкость
Ниже приведена таблица в которой уточняются сечения кабелей не проходящих по термической стойкости.
Таблица 11.8 - Уточнённые сечения кабелей
Начало и конец кабельной линии
Прежняя площадь сечения кабеля мм^2
Тип и площадь сечения нового кабеля мм^2
5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
На вводах цеховых трансформаторных подстанций устанавливаем выключатели нагрузки и предохранители. Результаты выбора сводим в таблицу 11.9. Выбор аппаратов производится по справочнику [1].
Таблица 11.9 – Выключатели нагрузки и предохранители
На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. По величине тока короткого замыкания в точке К4 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 11.10 [2].
Таблица 11.10 – Автоматические выключатели
6 Выбор электрооборудования 0.4 кВ в РМЦ
Для выбора коммутационной аппаратуры на стороне 04 кВ был произведён расчёт токов к.з. в разделе «Расчёт токов короткого замыкания». Так же в разделе 11.5 был выбран автоматический выключатель на вводе РПН.
Выбираем распределительные шинопроводы. В таблице 11.11 были расчитаны нагрузки и рабочие токи на каждый шинопровод:
кл.4Х95 (Iдоп=165 А)
Выбираем шинопроводы ШРА73(Iном = 250 А; Iном = 400 А) которые соеденяются со СШ РПН кабелями марки ААШв.
Падение напряжения в шинах:
где: l – длинна провода
Uн – номинальное напряжение шины.
Выбираем провода и плавкие вставки предохранителей. Для этого определим величины рабочих токов двигателей по формуле:
где: Кз – коэффициент загрузки двигателя принимаем равным 08;
Рн – номинальная мощность двигателя (берётся из таблицы 1);
- к.п.д. принимаем равным 09;
Uн – номинальное напряжение;
cos - коэффициент мощности двигателя (берётся из таблицы 1).
Для защиты проводов от токов превосходящих допустимые производим выбор плавких вставок по условию:
где Iпуск= - пусковой ток двигателя;
=5 – кратность пускового тока;
Кр – коэффициент учитывающий разброс характеристик плавкой вставки Кр=11-12
Кп – коэффициент учитывающий условия пуска. Доя лёгкого пуска(время разгона не более 10 сек) Кп=25.
Сечение проводов выбираем по условию:
Провод проложен под полом в трубе от ШРА(ШРС) до станка. Для соединения выбираем провода марки АПВ или кабель АВВГ
Все результаты расчётов и выбора оборудования сводим в таблицу 11.12
Компенсация реактивной мощности
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТРДН-6300011010 мощностью по 63 МВА каждый.
Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет 4 секции с.ш. В начале расчёта две секции с.ш. одного трансформатора объеденяются и рассматриваются как одна секция.
Схема для расчёта компенсации реактивной мощности представлены на рисунке 12.1.
В таблице 12.1 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 12.1.
Сопротивление трансформатора:
Сопротивление кабельной линии:
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Таблица 12.1 – Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 12.2
Таблица 12.2 – Данные по синхронным двигателям
Располагаемая реактивная мощность двигателя определяется по формуле:
где aмi – коэффициент допустимой перегрузки СД по реактивной мощности зависящий от загрузки bсд по активной мощности и номинального коэффициента мощности cos jн.
Принимаем bсд = 08 тогда aн = 068 [3].
Qсдм = 068 × 2 × Мвар.
Удельная стоимость потерь активной мощности:
Со = d (a × Км + b × t) (12.4)
Где Км – отношение потерь DРэ активной мощности от протекания реактивной мощности Qэ потребляемой предприятием в период наибольшей загрузки энергосистемы к максимальным потерям DРм активной мощности от протекания максимальной реактивной мощности Qм потребляемой предприятием:
Со = 107 (12225 × 12 × 09 + 0675 × 3411 ) = 387627 рубкВт.
Затраты на генерацию реактивной мощности:
Для синхронных двигателей:
З1ГСД = ; З2ГСД =; (12.5)
Для низковольтных БК:
З1ГБК = Е × КБКН + СО × DРБКН = 0193×312000+387627×4=75721 руб.Мвар
Для высоковольтных БК:
З2ГБК = 0193×156000+387627×2=37861 руб.Мвар
где: КБНН и КБКВ – удельные стоимости батареи конденсаторов;
Е – нормативные отчисления;
DРБКН DРБКВ – удельные потери.
Определим эквивалентные активные сопротивления двигателей:
где:Rл.д – сопротивление кабельной линии ГПП-СД
Реактивная мощность генерируемая синхронными двигателями:
Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 – Результаты расчёта по синхронным двигателям
Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП подключенных к с.ш. ГПП:
Для ТП 2 ТП 5 ТП 6 ТП 11 ТП 14:
ТП 3 ТП 1 - питаются по магистральной линии:
ТП 7 ТП 4 - питаются по магистральной линии:
ТП 12 ТП 13 - питаются по магистральной линии:
ТП 8 ТП 9 ТП 10 - питаются по магистральной линии:
Определяем оптимальную реактивную мощность низковольтных БК подключенных к ТП в предположении что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом коэффициент Лагранжа =).
Результаты расчетов сводим в таблицу 12.4:
Таблица 12.4 – Низковольтные блоки конденсаторов
Мощности высоковольтных БК подключенных к СШ ГПП определим для каждой секции с.ш. из условия баланса реактивных мощностей. Будем считать что вся реактивная мощность получаемая из системы поступает на секции с.ш. к которым подключены печи.
Из условия баланса мощностей для одного трансформатора(1 сш. и 2 сш.):
где:-расчётная реактивная нагрузка потребляемая печными установками;
- мощность низковольтных БК;
- экономически целесообразная реактивная мощность передаваемая комбинату в расчёте на один трансформатор:
Qэс = Qэс = Рр × a Мвар если Qэс Qэс
Qэс = 2(Qр ) Мвар если Qэс Qэс
Qэс = 65259 × 031 = 20230 квар
- потери реактивной мощности в одном трансформаторе:
Потери в трансформаторе ГПП для этой секции шин учитывать не будем.
Подключены печи 4.1; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4; 6.1. 6.2.
Q01 = 1048.4+1493.3+1261.4+864+4680+10866-10115 = -768 квар.
Реактивная мощность системы которую не потребили печи I секции с.ш. поступает на II сш.
Подключены: ТП2; ТП5; ТП8; ТП9; ТП10; ТП7; ТП4; ТП3;ТП1; ТП12; ТП13; ТП11; 2хАД; 2хСД.
Q02 = (32312+3721)+2173+1200-256-283-768=5669 квар.
Принимаем к установке: УКЛ56-10.5-3150У3 и УКЛ56-10.5-2700У3
Для III секции с.ш.:
Подключены печи 6.3-6.8.
Q03 = 75686 - 10115= -25284 квар.
Реактивная мощность системы которую не потребили печи III секции cш. поступает на 4 секцию сш.
Подключены:ТП1; ТП2; ТП3; ТП4; ТП5; ТП6; ТП7; ТП8; ТП9; ТП10; ТП12; ТП13;ТП14; 1хАД.
Q04 = (33274+4063)+2173+600-242-283-25284 = 34533 квар.
Принимаем к установке: УКЛ56-10.5-3150У3 и УКЛ56-10.5-450У3
Определим расчётный :
Различие заданного и расчётного объясняется дискретностью шкалы ККУ.
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:
Вопросы качества электроэнергии
На предприятии располагаются высоковольтные электропечные установки которые генерируют обратную последовательность напряжения. Возникает несимметрия напряжения. Несимметрия напряжения влияет как на трёхфазные симметричные так и на однофазные приёмники электроэнергии. При наличии несимметричных нагрузок большой мощности в статорах синхронных машин протекают токи прямой и обратной последовательностей. Токи обратной последовательности создают магнитное поле вращающееся с двойной синхронной скоростью в направлении противоположном направлению вращения ротора и приводят к созданию в статоре нечётного а в обмотке возбуждения – чётного спектра токов гармоник прямой и обратной последовательностей. Эти токи обуславливают дополнительный значительный нагрев статора и ротора синхронной машины.
В асинхронных двигателях несимметрия напряжения обуславливает дополнительный нагрев а также противодействующий вращающий момент уменьшающий полезный момент двигателя.
Однофазными приёмникам электроэнергии несимметрия напряжений воспринимается как увеличение или уменьшение приложенного к ним напряжения. При этом может наблюдаться ухудшение такого важного показателя электроэнергии как отклонение напряжения.
Для исключения всех этих негативных факторов мною было принято решение подключить электропечные установки отдельно на одну сборную шину которая подключена к расщеплённой обмотке трансформатора.
Спецвопрос: «Система частотного пуска синхронных двигателей»
1 Негативные последствия прямого пуска синхронных двигателей
Прямой пуск синхронных двигателей имеет следующие негативные последствия:
Большие пусковые токи приводят к большим электродинамическим усилиям в обмотке статора и её нагреву что приводит к повреждениям в обмотке статора и быстрому износу синхронного двигателя (СД).
Провал напряжения в питающей сети.
Быстрый износ масляных выключателей вследствие коммутации токов больших номинальных значений.
Повышенные эксплуатационные расходы.
2 Расчет провала напряжения при прямом пуске синхронного двигателя на шинах ГПП
Рассчитаем провал напряжения на сборных шинах ГПП (рисунок 7).
Пусковая расчетная мощность СД:
К секции шин ГПП на которой производится запуск подключены трансформаторы мощностью 7х1000 кВА 5х630 кВА 1х250 кВА асинхронный двигатель Рном 1000. Пусковая расчётная мощность асинхронного двигателя:
с учетом этого суммарная эквивалентная пусковая нагрузка:
Sпэ=22366+7000+3150+250=32766 кВА
Эквивалентное сопротивление узла:
здесь Sб= 1000МВА и Uб = 105кВ
Остаточное напряжение на сборных шинах определяется по выражению:
где Uс = 10кВ – напряжение сети;
где Sк –мощность короткого замыкания на шинах ГПП.
т.е. посадка напряжения на шинах РП составит 10 – 91 = 09 кВ или 9% что входит в допустимые 10% провала напряжения при пуске.
3 Частотный пуск синхронного двигателя
Оптимальное решение проблемы пуска крупных синхронных двигателей с учетом надежности работы двигателя влияния на питающую сеть удобства эксплуатации и ряда других факторов обеспечивает частотный способ пуска СД с использованием высоковольтных преобразователей частоты (ТПЧ) на основе зависимого инвертора тока ведомого СД.
На рисунке 141 представлена функциональная схема пускового устройства системы частотного пуска (СПЧ).
ТПЧ пускового устройства состоит из последовательно включенных управляемого выпрямителя UV сглаживающего фильтра L31 L32 и инвертора UZ. ТПЧ подключен к одной из секций шин 10 кВ через ячейку КРУ с вакуумным выключателем QR и трехфазный токоограничивающий реактор L1. Выход ТПЧ присоединен через трехфазный токоограничивающий реактор L2 к шинам переменной частоты.
Для подключения каждого СД к шинам переменной частоты на время пуска предусмотрены ячейки КРУ с вакуумными выключателями (QR1 QR2 и т.д.). По окончании пуска и синхронизации СД подключается к шинам 10кВ вакуумными выключателями (Q1 Q2 и т.д.) после чего СД отключается от шин переменной частоты.
Рисунок 14.1 Функциональная схема СЧП
Возбуждение СД как во время пуска так и во время работы осуществляется от тиристорных возбудителей (МЕ1 МЕ2 и т.д.).
Система управления и регулирования пускового устройства обеспечивает частотный пуск СД в условиях синхронизма с заданной интенсивностью разгона регулированием скорости СД автоматическую синхронизацию СД с сетью переменного тока и переключение СД на питание от сети.
Тормозной режим работы СД с рекуперацией энергии в сети не предусмотрен. Торможение осуществляется на выбеге под действием значительного статического момента на валу механизма.
Система автоматического регулирования (САР) построена по принципу подчиненного регулирования и содержит внутренний контур регулирования электромагнитных переменных (момента) и внешние контуры регулирования и регуляторами частоты AR напряжения AV и положения AY СД. Отсутствие специальных требований к качеству переходных процессов обуславливает использование простейшего варианта регулятора внутреннего контура содержащего регулятор AAE тока возбуждения СД.
В устройство входят также следующие блоки и узлы:
Логическое устройство переключения режимов АСТ
Датчик интенсивности разгона двигателя ЗИ состоящий из охваченных отрицательной обратной связью интегратора AI и релейного элемента ЕА ограничение выходного сигнала которого обеспечивает ограничение темпа разгона СД.
Датчик выпрямленного тока состоящий из трансформатора тока на стороне переменного тока выпрямителя ТА11-ТА13 и трехфазного мостового выпрямителя UA датчика тока возбуждения if трансформаторов напряжения на зажимах инвертора TV1 шинах переменной частоты TV2 и промышленной частоты TV01.
Измерители потокосцеплений Uy разности частот сети и синхронной машины UR разности напряжений и фаз на шинах переменной и промышленной частоты UV и UY.
Устройство управления инвертором ACVZ. Измерители потокосцеплений Uy обеспечивает измерение вектора коммутирующих потокосцеплений фазных обмоток yse который сохраняет практически неизменным по модулю при пуске СД и может быть определен с достаточной точностью. Использование вектора yse в качестве опорного для устройства управления инвертором является отличительной особенностью СЧП исключает необходимость в датчике положения ротора и связанных с ним переключателей в САР.
Назначение активных сопротивлений RV11 - RV13 RV21 - RV23 в цепях первичных обмоток трансформаторов напряжения - ограничить ток первичной обмотки (намагничивающий ток) трансформатора чтобы не происходило насыщения трансформатора во всем диапазоне рабочих частот и напряжений СД.
Удовлетворительная точность работы измерителя потокосцеплений в широком диапазоне изменения рабочей частоты (от весьма низкой до 50 Гц включительно) достигается за счет использования прецизионных операционных усилителей в качестве интеграторов наличия трех по числу фаз СД каналов и обратной связи по составляющим нулевой последовательности фазных обмоток
В исходном режиме устройство АСТ обеспечивает замкнутое состояние ключа SA3 и разомкнутое SA1 и SA2. Выходной сигнал измерителя UR равен частоте сети выходной сигнал ЗИ автоматически устанавливается на уровне соответствующем частоте сети. Выходной сигнал регулятора частоты определяющий значение тока силовой цепи равен нулю.
По команде “пуск” формируется команда R1 – “включение возбуждения” и замыкается ключ SA1 обеспечивая ввод задания тока возбуждения на вход регулятора тока возбуждения до заданного максимального значения за время определяемое постоянной времени обмотки возбуждения и кратностью форсировки напряжения возбудителя.
При нарастании тока возбуждения наводятся ЭДС в фазных обмотках и появляются сигналы на выходе измерителя Uy обеспечивающие работу устройства управления инвертором.
С выдержкой времени необходимой для нарастания тока возбуждения формируется команда R2 “включение якоря” размыкается ключ SA3.
Выходной сигнал ЗИ с заданным темпом спадает до нуля (сигнал задания соответствующего синхронной скорости СД). Регулятор частоты формирует задание регулятору тока поддерживает скорость СД равной заданной и тем самым обеспечивает разгон СД с заданным ускорением независимо от изменения нагрузки агрегата.
С целью повышения частоты и уменьшения амплитуды пульсации момента и скорости СД снижение до допустимого уровня ударов в механической передаче коммутация тиристоров инверторов в зоне малых (до 3 Гц) частот осуществляется путем ограничения тока выпрямителя на уровне зоны прерывистых токов. Для этого по команде х0 “гашение тока” замыкается ключ SA2.
Напряжение на зажимах СД в первом приближении пропорционально скорости синхронной машины и меньше напряжения сети до скорости близкой к синхронной в связи с чем ток возбуждения СД остается на уровне ограничения большую часть времени разгона.
Выходной сигнал измерителя разности фаз на шинах переменной и промышленной частот реализованного как трехфазный фазочувствительный выпрямитель при скоростях СД меньших синхронной незначителен и не влияет на работу устройства.
После разгона СД до скорости близкой к синхронной за счет работы контуров регулирования положения частоты и напряжения синхронной машины осуществляется режим точной синхронизации напряжений сети и СД.
При этом синхронность напряжений обеспечивается путем воздействия на скорость СД через регулятор AR а равенство напряжений – путем воздействия на возбуждение СД через регулятор AV.
В связи с отсутствием тормозного режима СД регулятор положения AV выполнен нелинейным с ограничением зоны работы направленной на снижение скорости и расширение зоны где требуется повышение скорости СД. Последнее также способствует снижению вероятности появления ударов в механической части агрегатов при синхронизации.
Устройства АСТ после окончания пуска и синхронизации выдает команду на включение рабочего масляного выключателя CД Q1. После включения последнего формируется команда х0 “гашение тока” и отключается масляный выключатель QR1. Система частотного пуска возвращается в исходное состояние и оказывается готовой к пуску следующего СД.
1 Краткая характеристика защит основных элементов электроснабжения
1.1 Защита линий питающих ГПП
На воздушных линиях напряжением 110 кВ в качестве основной защиты от всех видов коротких замыканий используется дистанционная. В качестве резервных (в основном от однофазных коротких замыканий) применяются максимально токовые защиты и отсечки. На параллельных линиях устанавливаются поперечные дифференциальные защиты. Все защиты действуют на отключение.
1.2 Защита трансформаторов ГПП
Для трансформаторов ГПП предусматриваем следующие виды защит:
-от междуфазных коротких замыканий в обмотках и на их выводах в зависимости от мощности трансформатора – продольно дифференциальную защиту;
-от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла – газовую защиту;
-от сверхтоков внешних коротких замыканий – максимально токовую защиту без пуска или с пуском минимального напряжения;
-от перегрузки – максимальную токовую защиту действующую на сигнал на подстанциях с дежурным персоналом.
1.3 Защита линий питающих трансформаторы цеховых ТП
Внутреннее электроснабжение промышленных предприятий осуществляется кабельными линиями. На них устанавливаются защиты от многофазных коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных коротких замыканий устанавливается двухступенчатая токовая защита: первая ступень – отсечка вторая – максимальная токовая с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Защита от однофазных замыканий на землю действует на сигнал. На кабельных линиях на которых возможны систематические перегрузки устанавливаем защиту от перегрузки с действием на сигнал или с выдержкой времени на отключение. Кабельные линии также защищаются предохранителями в сочетании с выключателями нагрузки.
1.4 Защита цеховых трансформаторов
Цеховые трансформаторы от межфазных коротких замыканий имеют максимальную токовую защиту которая устанавливается в начале питающей подстанции линии. Для защиты от внутренних повреждений маслонаполненных трансформаторов используются газовые реле. При схеме соединения обмоток YХ применяется защита от однофазных замыканий на землю со стороны низшего напряжения. Допускается защита трансформаторов плавкими предохранителями.
1.5 Защита конденсаторных батарей
Для защиты конденсаторных батарей напряжением выше 1000В от межфазных коротких замыканий применяются плавкие предохранители или максимальная токовая защита мгновенного действия.
Конденсаторные батареи напряжением ниже 1000В защищаются плавкими предохранителями или быстродействующими автоматами.
Межсекционные выключатели обеспечиваются максимальной токовой защитой.
Применение автоматического повторного выключения (АПВ) является обязательным для ЛЭП выше 1000В кроме того предусматривается устройство АПВ трансформаторов. Для однократного и двукратного АПВ используем реле типа РПВ-258.
Автоматическое включение резерва (АВР) устанавливаем во всех случаях когда отключение рабочего источника питания приводит к полному прекращению электроснабжения. Для запуска схемы АВР служат пусковые органы минимального напряжения . Однократность действия АВР обеспечивается с помощью реле однократного включения РОВ. АВР используется на шинах 10кВ ГПП а также на стороне низшего напряжения цеховых ТП. Для поддержания необходимого уровня напряжения у потребителей применяется система автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) трансформаторов ГПП.
1.6 Защита трансформаторов РВП
Для трансформаторов электропечных установок предусматривают следующие виды защит:
токовую защиту без выдержки времени от многофазных коротких замыканий;
токовую защиту от перегрузки;
защиту от однофазных коротких замыканий на землю.
2 Расчёт защиты трансформатора РВП (ЭТЦХ 10000)
2.1 Токовая защита без выдержки времени от многофазных коротких замыканий
Выполняется в двухрелейном исполнении устанавливается со стороны питания с током срабатывания:
где:Кзап =3045 – коэффициент запаса(принимаем Кзап =35) обеспечивает отстройку от токов эксплуатационных коротких замыканий
Iном.т – номинальная мощность трансформатора.
где: - номинальная мощность трансформатора.
Ток срабатывания защиты:
Iсз = КзапIНОМ. Т = 35*577 = 20195 А
На ГПП установлен трансформатор тока с Кта=4005
Ток срабатывания реле:
Выбираем реле РСТ1119 действительный ток срабатывания реле:
Ориентировочная сумма относительной установки реле РСТ-13-29(15-60 А):
Относительные уставки Q: 04; 02;01
IСР.ДЕЙСТВ = IMIN(1+q) = 15(1+04+02+01) =255 А
2.2 Токовая защита от перегрузки
Защита выполняется двухрелейной параметры срабатывания выбираем таким образом чтобы при токе срабатывания Iсз = (1415)IНОМ. Т выдержка времени составляла tсз 10 с.
Iсз = 14IНОМ. Т = 14*577 =8078 А
Выбираем реле РСТ1324
Ориентировочная сумма относительной установки реле РСТ-13-24(5-20 А):
Относительные уставки: 08;02.
Действительный ток срабатывания реле:
IСР.ДЕЙСТВ = IMIN(1+q) = 5(1+08+02) = 10 А
Газовая защита реагирует на витковые замыкания и другие повреждения сопровождающиеся разложением масла и выделением газа на понижение уровня масла. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с разделенным выходом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент действующий на сигнал.
При бурном газообразовании происходит движение масла через корпус газового реле в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент действующий на отключение без выдержки времени. Нижний элемент срабатывает также на дальнейшее понижение уровня масла. В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ-80.Уставка скоростного элемента 06 мс. Он действует на отключение трансформатора через выходное реле типа РП-255 снабженное удерживающей катушкой по току отключения. Отбор газа из корпуса реле производится через кран размещенный на уровне наземного обслуживания.
Вопросы безопасности жизнедеятельности
В данном проекте рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий а также средства обеспечивающие защиту людей от опасного воздействия электрического тока электромагнитного поля электрической дуги и электростатических зарядов.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работ;
обучение и инструктаж электротехнического персонала;
контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ)
К техническим мероприятиям по электробезопасности относятся:
обеспечение нормальных метеорологических условий в рабочей зоне;
нормальное освещение;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного электроинструмента а также применение ограждений блокировок коммутационных аппаратов спецодежды.
ГПП является одним из важных объектов и в то же время – это объект повышенной опасности поражения электрическим током обслуживающего персонала. Исходя из этого на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и ПТБ.
1 Конструктивное выполнение главной понизительной подстанции (ГПП)
Согласно расчетам картограммы электрических нагрузок ГПП нужно расположить в районе шихтового двора прокалочного отделения цеха №6. Однако в связи с заостренностью этой части территории площадка с ГПП смещена в сторону. В соответствии с [14.2 4.3] к ОРУ-110 кВ подведена автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов.
Расположение ГПП так же выбрано с учетом розы ветров согласно которой
преимущественное направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной стороны по отношению к ГПП – 110. Подстанция состоит из 3-х основных частей:
Трансформаторы 2ТРДН – 63000110
Аппаратура ОРУ-110 кВ и трансформаторы установлены открыто. Территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой 18 м [1 4.2 39]. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ ЗРУ-10 кВ и трансформаторов а также подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от коррозии – окрашены. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской [1 4.2 30]. Для предотвращения растекания масла распространения пожара под трансформаторами предусмотрены маслоприемники закрытые металлической решеткой поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 025 м [1 4.2. 70]. Все токоведущие части доступные случайному прикосновению ограждены металлической сеткой с окном 2525 мм [1 4.2. 26]; на всем электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы поясняющие назначение электрооборудования а также предупреждающие плакаты. Токоведущие части окрашены в соответствии с [1 1.1 29]
фаза А – желтым цветом;
В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда с центральным проходом 2 м ширина прохода между ячейкой и стеной – 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку так что доступны к токоведущим частям автоматически закрываются металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [1 4.2 92]. ЗРУ выполнено без окон [1 4.2. 94]. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры установлены на высоте 12 м и съемные. Между дверью и барьером имеется промежуток шириной 05 м [1 4.2 26].
В ЗРУ предусмотрены следующие защитные средства:
Изолирующая штанга – 2на каждое напряжение;
Указатель напряжения – 2на каждое напряжение;
Изолирующие клещи – по 1на U = 10 кВ и U = 04 кВ;
Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;
Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;
Диэлектрически галоши – 2 пары (для 04 кВ);
Временные ограждения – не менее двух штук;
Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;
Диэлектрические коврики – по местным условиям;
Переносные плакаты и знаки безопасности;
Шланговый противогаз – 2 шт.;
Защитные очки – 2 пары;
Медицинская аптечка.
2 Анализ пожарной безопасности
Согласно НПБ 105-95 и СниП 21.0197. С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110 и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.
В ЗРУ-10 кВ применены вакуумные выключатели типа ВВЭ-10.
Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой срабатывающей на сигнал и отключение.
Между силовыми трансформаторами установлена заградительная железобетонная плита .
Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных
силовых трансформаторов выполнены маслоприемники рассчитанные на прием 100 % масла содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.
Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.
Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
ЗРУ при длине 18 м имеет 2 выхода по концам наружу с самозапирающимися замками открываемыми со стороны ЗРУ без ключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 075 м и высоту 19 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещения низшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота с железными створками для перемещения через них габаритного оборудования (например ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.
В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ (70º С). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала вызов пожарной охраны).
Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2
–ящик с песком – 2(вместимость 05 м);
б) щит управления 04 кВ – огнетушители ОУ-8 – 2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственных нужд – огнетушители ОХП-10 – 2
г) ОРУ-110 кВ – пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого трансформатора.
3 Обеспечение электробезопасности
Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ И-1.04.88 все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния когда они были заземлены ножами.
В ЗРУ-10 кВ выключатели установленные в ячейках КРУ также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления который выполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов. Контур заземления ЗРУ соединен с заземляющим устройством ОРУ-110 кВ не менее чем в двух точках. Для устройства заземления ОРУ-110 кВ выполняется расчет.
3.1 Выбор искусственных заземлителей
Согласно ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ И-1.08.87 заземление ОРУ-110 кВ выполняется из сетки выравнивающих полос [1] из горизонтальных заземлителей – полос размером 40 4 мм.
Заземляющее устройство имеет сложную форму поэтому ее заменяют расчетной квадратной моделью со стороной где S = 2830 = 840 м2 – площадь
заземления. = =29 м – сторона квадрата расчетной модели.
Определяется число ячеек m на стороне квадрата:
Длина полос в расчетной модели:
L'r = 2(m + 1) = 229(7+1) = 464 м.
Длина стороны ячейки:
Сопротивление растекания тока одной полосы продольной и поперечной:
где Sрасч = Кп100 = 3100 = 300 Ом м
Кп = 3 – повышающий коэффициент для климатической зоны [4 8-2]
0 Ом м – удельное сопротивление суглинка (2 категория) [4 8-1]
l = - длина одной полосы
d = 05 b = 0.5 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы
t = 0.8 м – глубина заложения полосы.
Сопротивление растекания группового заземлителя из всех продольных полос:
где nп – число полос
п = 043 – коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
Для поперечных полос расчет аналогичен и имеем:
R'п = 179 Ом; Rгр. п = 52 Ом.
Общее сопротивление заземляющей сетки:
Общее заземление с учетом естественных заземлителей:
Rе = 1.72 Ом – сопротивление естественного заземлителя.
Так как сопротивление R'з больше допустимого то произведём проверку заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения при этом производим подсыпку слоем гравия толщиной 02 м по всей территории
где – время протекания тока короткого замыкания.
= 0.05+0.08 = 0.13 c
Uпр.доп = 470 В – допустимое напряжение прикосновения.
Uпр = J3 α1 α2 Rз = 13400 015 018 104 = 376 В
где α1 = 015 – коэффициент напряжения прикосновения
Rh – сопротивление человека
ρмс = 3000 Ом м – удельное сопротивление гравия.
Таким образом Uпр = 376 В Uпр.доп = 470 В.
Максимально допустимый ток однофазного к.з. на ОРУ:
Термическая стойкость полосы 404 мм2 при Iз max
где С = 74 – постоянный коэффициент для стали.
Таким образом Sт = 815 мм2 Sr = 404 мм2 = 160 мм2 что удовлетворяет условию термической стойкости.
3.2 Контроль изоляции
Сеть работает в режиме изолированной нейтрали постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединенных к трансформатору напряжения 3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ установленные в ячейках КРУ.
В электрических сетях напряжением 10кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения KU подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединенной по схеме «открытого треугольника».Реле имеет уставку по напряжению обычно принимаемую равной 03*Uф. В нормальном режиме работы электрической сети напряжение нейтрали не превышает 15%Uф чему соответствует напряжение на зажимах указанной вторичной обмотки не более 15В. При возникновении ОЗЗ напряжение на нейтрали сети возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки – до 100В. Реле срабатывает и включает информационную (световую или звуковую) сигнализацию о появлении ОЗЗ в электрической сети. Такой комплект сигнализации является общим для одной секции сборных шин.
Схемы сигнализации однофазных замыканий на землю представлены на рисунке 16.116.216.3.
Определим величину тока однофазного замыкания на землю (0.3.3.) в сети 10 кВ.
Емкостный ток 0.3.3. определяется по формуле:
где U - номинальное напряжение сети кВ
l=523 - суммарная длина кабельных линий км
Так как 523 20 А то по [1] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
Рисунок 16.4 Зона молниезащиты
3.3 Защита ГПП от ударов молнии
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77 РД34.21.122-87).
Территория ГПП находится в районе среды где грозовая деятельность до 40 часов в год. Устанавливаем 4 молниеотвода на порталах (рис.11.4).
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является условие:
где: D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:D=65м.
ha – активная высота молниеотвода: ha ³ D8 = 658 = 812м.
Высота молниеотводов:
h = hx + ha = 11.35 + 812 = 19.47м где hx – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
На рисунке 16.4 показана зона защиты на высоте hx = 11.35м.
4 Освещение ОРУ-110 кВ
Внутреннее освещение выполнено светильниками типа ЛСПО2 (люминесцентные лампы подвесные для промышленных и производственных зданий).
Ремонтное освещение от переносных ламп накаливания 12В.
Согласно СниП 23-05-95 освещение на ГПП предусмотрено рабочее и аварийное. Территория ГПП освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220В.
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами установленными ПУЭ.
По «шкале освещенности» [ ] норма освещенности ОРУ ГПП: Е=5 лк.
К установке принимаю 4 прожектора.
Е – минимальная освещенность лк;
Кз – коэффициент запаса;
z- отношение средней освещенности к минимальной;
S – площадь ОРУ м^2;
N – число прожекторов шт;
М – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока;
h - КПД светового потока;
Sе – суммарная условная освещенность от близлежащих светильников.
Мощность одной лампы при удельной мощности W=1 Втм^2:
К установке принимаем 4 прожектора типа РКУО3 – 500 – 001 – УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт каждая которые установлены на противоположных сторонах ОРУ ГПП.
Высота подвеса прожекторов:
Целью экономической части проекта является оценка экономической эффективности принятых решений и анализ экономических результатов. Для этого решаются следующие задачи:
Выбор варианта электроснабжения предприятия.
Расчет капитальных вложений по данному варианту.
Расчет текущих затрат.
Оценка экономической эффективности проекта.
На основании технико-экономических расчетов приведенных в разделе 8 выбран вариант внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ питание от пст «Новометаллургическая». результаты сравнения вариантов в таблице 17.1.
Потери эл. эл. энергии
Стоимость потерь эл.
1 Система целей энергетического хозяйства комплекса
Система общих и маркетинговых целей предприятия может быть построена по логической схеме: “ценности мировой культуры – идеальное видение будущего состояния – миссия – иерархия целей – стратегия реализации целей – задачи и действия”
Соотношение влияния движущих сил реализации целей и сдерживающих сил этому препятствующих покажем на схеме поля сил (рис.17.1).
Движущие силы Потенциал изменений
Далее рассмотрим систему целей энергетического хозяйства предприятия т.е. построение дерева целей.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподчиненность и связь подразделений в иерархии управления. Дерево целей
представлено на рис. 17.2.
2 Определение типов организационной культуры структуры и правовой формы предприятия и его энергохозяйства
Организационная культура – совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чем думаем. Как та или иная совокупность убеждений традиций ценностей и норм персонала организационная культура требует соответствующих организационных и производственных структур.
2.1 Организационная культура
Для данного предприятия тип организационной культуры – культура роли. Для этого типа культуры характерна строгая специализация основной источник власти – сила положения а контроль осуществляется с помощью правил инструкций которые определяют полномочия и разделение работ. Рассмотрим данную организационная культура в которой преобладает сила специалистов и нацеленность на общий результат. Для такой культуры характерно следующее:
-руководитель должен быть объективным и точным избегать использовать власть в своих интересах требовать от подчиненных выполнение работ в соответствии с их обязанностями;
-ответственный и надежный подчиненный беспрекословно выполняющий свои обязанности;
-член организации считает приоритетным обязанности и требования соответствующие его роли и привычкам;
-в такой организации преуспевают добросовестные и ответственные люди преданные своему делу;
-организация относится к сотруднику в соответствии с положениями контракта;
-сотрудниками управляют и на них влияют безличностным проявлением силы;
-один сотрудник руководит другим в соответствии с предписаниями;
-основаниями для постановки задачи является формирование распределения обязанностей и ответственности;
-работа совершается с соблюдением договорных обязательств и личной преданности;
-конфликт подавляется ссылкой на правило;
-директивы поступают сверху вниз информация поступает снизу вверх в пределах функционального треугольника соединенного вверху;
Сильными сторонами такой культуры являются:
четкое разделение функций;
нацеленность на выполнение обязанностей в соответствии с ролью сотрудника в организации;
разрешение конфликтов путем переговоров и компромиссов;
направленность сотрудников на выполнение конкретных задач;
служащим дается возможность стать компетентным в своей области;
выраженная иерархия власти.
Слабыми сторонами являются:
стремление к положению со статусом;
невозможность охватить все возможные нюансы работы удовлетворяющие обе стороны.
Возможности такой культуры:
высокая эффективность в стабильном окружении со стабильным рынком;
высокое качество работ.
Угрозой культуре роли являются:
изменения окружающей среды сопровождаются плохой адаптацией и медленной реакцией на них.
2.2 Организационная структура
Организационная структура – это система взаимоотношений между должностями и людьми в организации.
Назначение организационной структуры заключается в распределении работ между членами организации и координации их действий направленных на достижение общих целей.
Организационная структура линейно-функциональная.
Организационную структуру управления отобразим схемой линейно-функциональных взаимосвязей служб управления (рис.17.3) где сплошной линией показаны линейные связи пунктирной – функциональные.
2.3 Функциональная матрица и должностная инструкция
Матрица образуется при взаимно перпендикулярном размещении схем организационной структуры энергохозяйства и структуры работ. Поэтому далее определим перечень работ – общих и конкретных функций менеджеров и исполнителей направленных на реализацию целей сформулированных в п.17.1.2
Распределение ответственности за выполнение работ показано в табл.17.2. Таким образом фиксируется разделение линейного и функционального руководства.
Работы функции операции
Должности менеджеров специалисты исполнители
*создание структуры по эффективному обслуживанию энергохозяйства;
* получать и распространять информацию об изменении работ энергосистемы;
*организовать распределение ресурсов.
* составление графика работы предприятия;
* организует участки по выполнению определенного типа работ;
* осуществляет регулирование отбора персонала;
* производит инструктаж подчиненного персонала;
*за проведением основных видов работ.
* планирование работ по обеспечению предприятия эл.энергией;
* обеспечивает бесперебойное снабжение предприятия эл. энергией;
* участвует в работе квалификационных комиссий;
* составляет должностные инструкции;
* организация технического обслуживания ремонта и реконструкции сетей технадзора;
* участвует в проверке знаний персонала;
* проводит инструктаж и воспитательную работу с персоналом;
нием бригад ресурсами;
* за состоянием оборудования
Специальные функции:
* контроль эксплуатации оборудования
*составляет графики ремонта и ответственных за ремонт оборудования
ия работ по эксплуатации электрооборудования;
*осуществляет контроль работы по ремонту оборудования.
На основе функциональной матрицы составим должностную инструкцию мастера.
Название должности: мастер;
Подчиненность: подчинен непосредственно начальнику участка.
На должность начальника РЭС назначается:
специалист имеющий высшее или средне-специальное образование имеющий стаж работы по специальности группу по электробезопасности 4;
лицо имеющее некоторый опыт работы с коллективом способный взять на себя ответственность за решение возложенных задач;
лицо имеющее такие особые качества как собранность быстрота реакции и уверенность в принимаемых решениях.
Основные обязанности:
осуществлять руководство ремонтным персоналом и организовывать производственную деятельность подчиненного персонала по ремонту оборудования;
обеспечивать безаварийную работу электрооборудования;
обеспечивать организацию технического обслуживания ремонта и реконструкции электрооборудования;
обеспечивать соблюдение ремонтным персоналом правил и инструкций по охране труда и технике безопасности при производстве ремонтных работ.
Ответственность мастера:
мастер несет ответственность за:
Невыполнение возложенных на него обязанностей;
Нарушение трудовой и производственной дисциплины им самим и подчиненным персоналом;
Невыполнение ПТБ иПТЭ подчиненным персоналом;
3 Планирование труда и заработной платы
3.1 Планирование использования рабочего времени
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека.
Номинальный фонд времени определяется как календарное время за вычетом нерабочих дней.
Эффективный фонд рабочего времени определяется как разность номинального фонда времени Fн и планируемых невыходов рабочих.
Коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени определяется по выражению:
Баланс использования рабочего времени приведен в форме таблицы (табл.17.3)
3.2 Планирование численности рабочих
Для планирования численности рабочих сначала определим суммарную ремонтосложность электрохозяйства..
ni – количество оборудования.
Данные представлены в таблице 17.4.
Наименование оборудования
Силовые трансформаторы:
Разъеденители РНДЗ-110
Трансформаторы апряжения
КРУ-10 кВ ячейка КУ-10
-ячейка ввода или отх.линий
-ячейка тр-ра напряжения
Электропечное оборудование
Синхронные двигатели
Асинхронные двигатели
КЛ на 100 пог.метровсечением
-от 95 мм^2 и выше 10 кВ
-от 95 мм^2 и выше 0.4 кВ
Батареи конденсаторов квар:
Силовые и осветительные сети 0.4 кВ
Приборы измерительные щитовые
Приборы защиты и автоматики
Рубильники пакетники розетки
Силовые пункты и шкафы щиты и панели управления и защиты
Заземляющие устройства на 100 пог.метров
Tц – длительность ремонтного цикла;
nТ – количество текущих ремонтов между очередными средними или
капитальными ремонтами;
nC – количество средних ремонтов за время Тц.
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 17.5).
Принимаем Чcэ=56 человек.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по блок-схеме (рис.17.4)
FΣ - суммарное время на ремонт всех элементов;
γ=06 - коэффициент зависящий от сменности работ электрооборудования (три смены);
ЧЯр - явочный состав ремонтного персонала;
Чcр - списочный состав ремонтного персонала;
KH - планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта примем равным 115;
Tи - длительность ремонтного цикла
Определим явочный и списочный состав ремонтного персонала:
ЧЯР=1854913(115·2016)= 80 чел.
Общесписочный состав рабочих:
Чр = ЧСР+ ЧСя = 56 + 100 = 156 человек
3.3 Планирование численности персонала управления
Планирование численности линейного и функционального персонала управления осуществляется на основе его организационной структуры определенной в п.17.2.2 и уточняется в соответствии с блок-схемой (рис.17.5)
где приняты следующие обозначения:
Нл – число уровней линейного руководства;
Нм Ну Нц – нормы управления для мастеров начальников участка цеха (принимаем: Нм=12 Ну=4 Нц=3);
Чр – общий списочный состав рабочих;
Чмо Чуо Чцо – численность мастеров начальников участка цеха ориентировочно;
Чппп – численность промышленно-производственного персонала энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования и сетей по схеме электроснабжения
С – сменность работы энергохозяйства.
Ориентировочный состав мастеров начальников участка и цеха:
Численность промышленно-производственного персонала:
Чппп= 156+13+3+1= 173 чел.
Число уровней линейного руководства:
hл= (lg156-lg12-lg3+lg1)lg2 = 3уровня.
3.4 Планирование фонда заработной платы
Определим среднюю заработную плату и годовые ее фонды по категориям работающих (табл.17.6). Здесь фонд оплаты по тарифу за год определяется из выражения:
где t – тарифная ставка (15 рубч – для эксплуатационного персонала; 17 рубч – для ремонтного);
Fн д – номинальный фонд времени в часах;
Чя – явочный состав персонала.
3.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления
Планирование осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания. Количество штатных единиц
в ОГЭ и цехе сетей и подстанций указаны в табл. 17.7.
3.6 Планирование производительности труда
Определим следующие показатели производительности труда:
Производительность труда по электроремонтному производству:
ПТр= RΣ Чср = 13247100 = 13247 у.е.рчел;
Штатный коэффициент по энергохозяйству в целом:
Кш = ЧпппРуст = 173677 = 255 челМВт;
Коэффициент обслуживания:
Кобс = Руст Чппп = 67700173 = 3913 кВтчел.
4 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав и содержание статей затрат приведены в табл.17.8
5 Планирование сметы текущих затрат
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (табл.17.9).
Сравним производственные затраты рассчитанные в табл. 17.8 и табл. 17.9 и определим погрешность в расчетах.
= (Пт-Пг)·100Пт = (432591381 – 420591083)·100432591381 = 28% 15%
Погрешность находиться в нормальных пределах не превышает 15 %. Значит расчеты проведены правильно.
6 Основные показатели энергохозяйства
Показатели энергохозяйства определенные в проекте приведены в табл.17.10
Список использованных источников
Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий.Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М: Энергоатомиздат 1990-576с.
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования.Под ред. Ю.Г.Барыбина Л.Е.Федорова М.Г.Зименкова; - М: Энергоатомиздат 1991-464с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. Под общ. ред. А.А.Федорова; - М: Энергоатомиздат 1986-568с.
Б.Н.Неклепаев И.Л.Крачков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Изд.4-е; - М: Энергоатомиздат 1989-607с.
Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. 7-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 1999.
Л.Д.Рожкова В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание переработанное и дополненное; - М: Энергоатомиздат 1987-648с
А.М.Ершов О.А.Петров Ю.В.Ситчихин. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 1; - Челябинск ЧПИ 1987-57с.
А.М.Ершов О.А.Петров. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту. Часть 2; - Челябинск ЧПИ 1987-44с.
Петров О.А. Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий. Учебное пособие для студентов-заочников; - Челябинск 1986-49с
Руководящие указания по расчету проводов тросов воздушных линий электропередач; - М: Энергия 1965.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского; - М: Энергия 1980-576с.
ГОСТ 9680-77 “Данные по трансформаторам ТМЗ ТСЗ ”.
Каталоги “ИНФОРМЭЛЕКТРО”.
ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок; - М: ВНИПИ ТПЭП1992.
Альтгаузен А.П. Электрооборудовние и автоматика электротермических установок; - М: Энергоатомиздат 1978.

Спец. вопрос..cdw

СИСТЕМА ЧАСТОТНОГО ПУСКА СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Наименование элемента
Регулятор частоты синхронного двигателя
Управляемый выпрямитель
Регулятор напряжения синхронного двигателя
Регулятор положения синхронного двигателя
Мостовой выпрямитель
Регулятор тока возбуждения синхронного двигателя
Логическое устройство переключения режимов
Устройство управления инвертором
Маслянный выключатель синхронного двигателя
Тиристорный возбудитель
Токоограничивающие реакторы
Сглаживающие фильтры
Трансформаторы напряжения
Активные сопротивления
Измеритель разности частот сети и синхронной машины
Измеритель разности напряжений на шинах переменной и
промышленной частоты
Измеритель разности фаз на шинах переменной и

Спец. вопрос(Система частотного пуска СД)..cdw

СИСТЕМА ЧАСТОТНОГО ПУСКА СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Наименование элемента
Регулятор частоты синхронного двигателя
Управляемый выпрямитель
Регулятор напряжения синхронного двигателя
Регулятор положения синхронного двигателя
Мостовой выпрямитель
Регулятор тока возбуждения синхронного двигателя
Логическое устройство переключения режимов
Устройство управления инвертором
Маслянный выключатель синхронного двигателя
Тиристорный возбудитель
Токоограничивающие реакторы
Сглаживающие фильтры
Трансформаторы напряжения
Активные сопротивления
Измеритель разности частот сети и синхронной машины
Измеритель разности напряжений на шинах переменной и
промышленной частоты
Измеритель разности фаз на шинах переменной и

текст_отчета.doc

1.КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
Челябинский завод дорожных машин имени Колющенко - это предприятие средней мощности которое специализируется на выпуске дорожных машин для гражданских и военных нужд. На территории завода расположено двадцать корпусов где производятся все необходимые работы для изготовления основного заводского изделия. Все корпуса питаются от семнадцати трансформаторных подстанций 60.4 кВ питание к которым подводится через РП. Внутренние напряжения завода:
- низкое напряжение: 0.4 кВ;
- высокое напряжение: 6 кВ.
Завод не имеет собственной ГПП а питается от подстанции «Западная». Питание завода осуществляется с помощью нескольких кабелей 6 кВ с местом прохождения которых я ознакомился в ходе практики. Сама подстанция «Западная» питается от ВЛ – 110 кВ. Мощность трансформаторов установленных на подстанции 31.5 МВА.
Суммарная установленная мощность предприятия 28240 кВА. На заводе практически нет высоковольтной нагрузки: имеется четыре синхронных двигателя на 6 кВ которые используются для компрессии.
КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ ЗАВОДА ДОРОЖНЫХ МАШИН ИМЕНИ КОЛЮЩЕНКО
Завод расположен на Южном Урале то есть находится в умеренном климате вторая санитарная зона по загрязненности второй район по гололеду. Средняя продолжительность гроз в году: 20 – 30 ч. Коррозионная активность средняя блуждающие токи отсутствуют. Грунт: суглинок среднее активное сопротивление которого составляет 10 кОм на 1 см.
Наибольший ток через заземление при замыкании на землю со стороны 110 кВ – 14.5 кА. Грунт в месте сооружения подстанции – суглинок.
Площадь территории подстанции: S = 1872 .
Удельное сопротивление грунта: .
Время действия релейной защиты: .
За расчетный ток принимается ток стекающий с заземлителя при однофазном замыкании:
где Xо=0.82 – сопротивление нулевой последовательности до места КЗ;
Xт=8.75 – сопротивление нулевой последовательности трансформатора ГПП.
Расчетная длительность воздействия тока на человека:
Допустимое напряжение прикосновения: Uпр.доп = 400 В.
Коэффициент прикосновения:
где М = 0.62 - параметр зависящий от соотношения p1p2 ;
Lг = 600 м - длина горизонтальных заземлителей;
в = 5 м — длина вертикального заземлителя;
а = 5 м - расстояние между вертикальными заземлителями;
- коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока на землю:
где Rч = 1000 Ом — сопротивление тела человека.
Напряжение на заземлителе:
Сопротивление заземляющего устройства:
При аlв = 1 число вертикальных заземлителей:
Принимаем nв = 35 шт.
Число ячеек по сторонам квадрата:
Общая длина вертикальных заземлителей:
Длина полос в расчетной модели:
Длина стороны ячейки:
Общая длина эквивалентных удельных сопротивлений:
Общее сопротивление заземлителя:
Здесь А – коэффициент который определяется по следующей формуле:
Rз > Rз.доп следовательно напряжение прикосновения будет больше допустимого. Применим подсыпку слоем гравия толщиной 02 м в рабочих местах.
где рв.с = 2000 Ом м – сопротивление верхнего слоя.
Напряжение прикосновения меньше допустимого 400 В.
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77).
Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году. Устанавливаем 4 молниеотвода: два на порталы и два на здании ЗРУ.
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:
где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:
где а = 48 b = 39 м соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
Активная высота молниеотвода hа:
Высота молниеотводов h :
где hx = 11.35 м – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны (при а = 48 м):
b1.4 = b2.3 = 3.05 м
Ширина защищаемой зоны (при а = 36 м):
На рисунке 2 показана зона защиты на высоте hx = 11.35 м.
Рисунок 2. Зона молниезащиты на высоте hx = 11.35 м
ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Территория ОРУ-110 кВ относится к категории Г - Ш. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслостока трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения.
По степени пожарной опасности ЗРУ-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г - П.
Здание ЗРУ выполнено из алюминиевых панелей с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются в кабельных траншеях. Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 (5 штук) и ОП-5 (3 штуки).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1штука;
- ящик с песком (05 м3).
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам. Все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Правил использования и испытания защитных средств".
Защитные средства представлены в таблице.
Штанга изолирующая : 110 кВ
Указатель напряжения : 110 кВ
Диэлектрические боты
Диэлектрические пе_2чатки
Временные ограждения
Переносные заземления 1 1 0 кВ
Предупредительные плакаты

Отзыв.doc

Студент Южно-Уральского государственного университета Варенников Александр Николаевич проходил преддипломную практику в Южно-Уральском Государственном Университете в отделе Главного энергетика в период с 10 января по 18 февраля 2006 г. Во время прохождения практики показал хорошие знания с успехом справлялся со ставившимися перед ним задачами проявил отличную компетентность в умении пользоваться инженерно-технической литературой и пакетом специальных инженерных программ.
Руководитель практики

Дневник практики.doc

Ознакомление с техникой безопасности. Получение вводного инструктажа.
Освещение помещений УПМ.
Демонтаж старой проводки аудиторий (5292).
Демонтаж старой проводки аудиторий (5292).
Монтаж проводки аудитории (5292)
Установка светильников аудитории (5292)
Освещение аудиторий главного корпуса (Западного крыла)
Освещение аудиторий главного корпуса (Восточного крыла)
Демонтаж старых светильников в лабораторном корпусе
Установка новых светильников в лабораторном корпусе
Демонтаж светильников в аудитории 6153а
Ремонт розеток аудиторий ГУКа
Монтаж проводки в аудитории 6153а
Установка светильников и розеток в аудитории 6153а
Подключение насоса 3бв корпус
Освещение лестничных клеток центральной части ГУКа
Прокладка кабеля в общежитии №7
Освещение аудиторий второго корпуса.
Освещение аудиторий 3а корпуса.
РСУ подключение станка
УПМ ремонт токарного станка светильников.
Ремонт проводки в аудитории 5093а

тит.doc

Южно-Уральский Государственный Университет
Министерство образования Российской Федерации
ОТЧЁТ ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ
Студент: Варенников А.Н. Группа Э-525
Время прохождения практики
С 10.01.06 по 18.02.06
Место прохождения практики
от кафедры университета:

Отчёт по практике.doc

Южно-Уральский Государственный Университет
ОТЧЁТ ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ
Студента Анипир А.В.Группа Э-568
Время прохождения практики
С 15.01.03 по 16.03.03
Место прохождения практики
Число прилагаемых чертежей
Руководитель практики Начальник ЦСП Благинин Е.Г.
Руководитель практики Беляев А.В.
от кафедры университета
Основные цеха комбината: Цеха с1-го по 8-й
Особые подразделения:
Производственный отдел
Отдел главного электрика
Служба энергетики и охраны природы
Отдел охраны окружающей среды
Лаборатория защиты атмосферы и водоёмов
Отдел главного механика
Группа капитального ремонта кранов
Отдел техники безопасности
Планово экономический отдел
Отдел научной организации труда
Отдел технического контроля
Проектно-конструкторский отдел
Группа множительной техники
Отдел технического обучения
Отдел маркетинга и цен
Административно хозяйственный отдел
Предприятие работает по трёхсменному графику работы. Годовое число часов максимальных электрических нагрузок Тм=3500.
Высоковольтные электроприёмники
Печь 18 Sтр-ра=3500 кВА Р=3300 кВт I=193 А
Печь 21 Sтр-ра=3500 кВА Р=3400 кВт I=193 А
Печь 22 Sтр-ра=3500 кВА Р=3400 кВт I=193 А
Печь 23 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=290 А
Печь 24 Sтр-ра=3150 кВА Р=3000 кВт I=173 А
хАД U=10 кВ Р=1000 кВт
Печь 31 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 32 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 33 Sтр-ра=7000 кВА Р=6500 кВт I=385 А
Печь 34 Sтр-ра=7000 кВА Р=6500 кВт I=385 А
Печь 35 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 36 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 37 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 38 Sтр-ра=5000 кВА Р=4800 кВт I=275 А
Печь 41-46 Sтр-ра=3х7670 кВА Р=18000 кВт I=с БСК 1100 А без БСК 1300 А
Печь 47 Sтр-ра=3х9200 кВА Р=27000 кВт I= с БСК 1100 А без БСК 1300 А
Печь 48 Sтр-ра=3х7670 кВА Р=18000 кВт I=с БСК 1100 А без БСК 1300 А
Печь 52 Sтр-ра=33000 кВА Р=36000 кВт I=200 А
Печь 53 Sтр-ра=33000 кВА Р=36000 кВт I=200 А
Печь 54 Sтр-ра=33000 кВА Р=36000 кВт I=200 А
Характеристика грунтазаземлителя
Супесок и суглинок высокая коррозионная активность имеются растягивающие усилия и блуждающие токи удельное сопротивление 100..200 Ом. Средняя температура на глубине 07 м равна 150 С
ГПП-1 имеет искусственный заземлитель и уравнительную сетку выполненную из стальных полос 50х5 мм; 40х4 мм; проложенных на глубине 08 м с шагом 4 м на территории ОРУ.
ЗРУ имеет собственный контур заземления подключённый в определённых точках контура на ОРУ 110220 кВ. всё оборудование имеет выводы от контура и корпуса заземлены.
Осмотр видимой части контура происходит один раз в год.
Вредные выбросы производства в атмосферу
Всего твёрдых: 93417 тоннгод из них основные:
Хром шестивалентный (Cr+6) 25238 тоннгод
Марганец и его соединения 170311 тоннгод
бензапирен 0071 тоннгод
Всего газообразных: 117233 тоннгод из них основные:
Окись углерода 110906 тоннгод
Сернистый ангидрид 170311 тоннгод
Оксид азота 3375 тоннгод
Схема организации отдела главного электрика
Наибольший ток через заземление при замыкании на землю со стороны 110 кВ – 14.5 кА. Грунт в месте сооружения подстанции – суглинок.
Площадь территории подстанции: S = 1872 .
Удельное сопротивление грунта: .
Время действия релейной защиты: .
За расчетный ток принимается ток стекающий с заземлителя при однофазном замыкании:
где Xо=0.82 – сопротивление нулевой последовательности до места КЗ;
Xт=8.75 – сопротивление нулевой последовательности трансформатора ГПП.
Расчетная длительность воздействия тока на человека:
Допустимое напряжение прикосновения: Uпр.доп = 400 В.
Коэффициент прикосновения:
где М = 0.62 - параметр зависящий от соотношения p1p2 ;
Lг = 600 м - длина горизонтальных заземлителей;
в = 5 м — длина вертикального заземлителя;
а = 5 м - расстояние между вертикальными заземлителями;
- коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока на землю:
где Rч = 1000 Ом — сопротивление тела человека.
Напряжение на заземлителе:
Сопротивление заземляющего устройства:
При аlв = 1 число вертикальных заземлителей:
Принимаем nв = 35 шт.
Число ячеек по сторонам квадрата:
Общая длина вертикальных заземлителей:
Длина полос в расчетной модели:
Длина стороны ячейки:
Общая длина эквивалентных удельных сопротивлений:
Общее сопротивление заземлителя:
Здесь А – коэффициент который определяется по следующей формуле:
Rз > Rз.доп следовательно напряжение прикосновения будет больше допустимого. Применим подсыпку слоем гравия толщиной 02 м в рабочих местах.
где рв.с = 2000 Ом м – сопротивление верхнего слоя.
Напряжение прикосновения меньше допустимого 400 В.
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77).
Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году. Устанавливаем 4 молниеотвода: два на порталы и два на здании ЗРУ.
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:
где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:
где а = 48 b = 39 м соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
Активная высота молниеотвода hа:
Высота молниеотводов h :
где hx = 11.35 м – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны (при а = 48 м):
b1.4 = b2.3 = 3.05 м
Ширина защищаемой зоны (при а = 36 м):
На рисунке 2 показана зона защиты на высоте hx = 11.35 м.
Рисунок 2. Зона молниезащиты на высоте hx = 11.35 м
Пожарная безопасность
Территория ОРУ-110 кВ относится к категории Г - Ш. Конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон металл).
Конструктивное исполнение маслостока трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом чтобы избежать попадание выбросов на электрооборудование и сооружения.
По степени пожарной опасности ЗРУ-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г - П.
Здание ЗРУ выполнено из алюминиевых панелей с минеральными утеплителями относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 05 часа. Отходящие кабели прокладываются в кабельных траншеях. Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 (5 штук) и ОП-5 (3 штуки).
-передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 - 1штука;
- ящик с песком (05 м3).
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам. Все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно "Правил использования и испытания защитных средств".
Защитные средства представлены в таблице.
Штанга изолирующая : 110 кВ
Указатель напряжения : 110 кВ
Диэлектрические боты
Диэлектрические пе_2чатки
Временные ограждения
Переносные заземления 1 1 0 кВ
Предупредительные плакаты

Исправления в дипломе.doc

12 Компенсация реактивной мощности
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТРДН-6300011010 мощностью по 63 МВА каждый.
Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет 4 секции с.ш. В начале расчёта две секции с.ш. одного трансформатора объеденяются и рассматриваются как одна секция.
Схема для расчёта компенсации реактивной мощности представлены на рисунке 12.1.
В таблице 12.1 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 12.1.
Сопротивление трансформатора:
Сопротивление кабельной линии:
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Таблица 12.1 – Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Таблица 12.4 – Низковольтные блоки конденсаторов
Мощности высоковольтных БК подключенных к СШ ГПП определим для каждой секции с.ш. из условия баланса реактивных мощностей. Будем считать что вся реактивная мощность получаемая из системы поступает на секции с.ш. к которым подключены печи.
Из условия баланса мощностей для одного трансформатора(1 сш. и 2 сш.):
где:-расчётная реактивная нагрузка потребляемая печными установками;
- мощность низковольтных БК;
- экономически целесообразная реактивная мощность передаваемая комбинату в расчёте на один трансформатор:
Qэс = Qэс = Рр × a Мвар если Qэс Qэс
Qэс = 2(Qр ) Мвар если Qэс Qэс
Qэс = 65259 × 031 = 20230 квар
- потери реактивной мощности в одном трансформаторе:
Потери в трансформаторе ГПП для этой секции шин учитывать не будем.
Подключены печи 4.1; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4; 6.1. 6.2.
Q01 = 1048.4+1493.3+1261.4+864+4680+10866-10115 = -768 квар.
Реактивная мощность системы которую не потребили печи I секции с.ш. поступает на II сш.
Подключены: ТП2; ТП5; ТП8; ТП9; ТП10; ТП7; ТП4; ТП3;ТП1; ТП12; ТП13; ТП11; 2хАД; 2хСД.
Q02 = (32312+3721)+2173+1200-256-283-768=5669 квар.
Принимаем к установке: УКЛ56-10.5-3150У3 и УКЛ56-10.5-2700У3
Для III секции с.ш.:
Подключены печи 6.3-6.8.
Q03 = 75686 - 10115= -25284 квар.
Реактивная мощность системы которую не потребили печи III секции cш. поступает на 4 секцию сш.
Подключены:ТП1; ТП2; ТП3; ТП4; ТП5; ТП6; ТП7; ТП8; ТП9; ТП10; ТП12; ТП13;ТП14; 1хАД.
Q04 = (33274+4063)+2173+600-242-283-25284 = 34533 квар.
Принимаем к установке: УКЛ56-10.5-3150У3 и УКЛ56-10.5-450У3
Определим расчётный :
Различие заданного и расчётного объясняется дискретностью шкалы ККУ.
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

титульник.doc

Южно Уральский Государственный Университет
Кафедра «Электроснабжение»
Руководитель практики: Валеев Г.С.
Руководитель практики на предприятии: Благинин Е.Г.
Консультант по экономике: Алабугина Р.А
Консультант по БЖД: Шестакова Л.И.

практика диплом.doc

Днем рождения Челябинского Электрометаллургического Комбината считается 25 июля 1931года. Предприятие имеет значительную территорию и вносит существенный вклад в экономику города. На территории предприятия помимо основных цехов и вспомогательных находятся абразивный завод.
Челябинский электрометаллургический комбинат является крупнейшим
предприятием России по производству различных ферросплавов: ферросилиция низкоуглеродистого и высокоуглеродистого феррохрома силикокальция ферросиликохрома ферромарганца ферровольфрама а также большой гаммы лигатур на основе кальция кремния хрома вольфрама и молибдена с титаном алюминием ванадием магнием никелем РЗМ и другими элементами. Кроме ферросплавов комбинат производит различные виды угольных и
графитированных изделий а также карбид кальция. Продукция комбината поставляется на отечественные предприятия и в 15 зарубежных стран: США Японию ФРГ Швецию Австрию Венгрию и другие.
Технологический процесс производства ферросплавов включает в себя следующие операции:
Прием входной контроль качества сортировка и складирование поступивших на комбинат шихтовых материалов – руды и концентраты (хромовые марганцевые молибденовые вольфрамовые и др.) восстановитель (кокс полукокс каменный уголь древесная стружка и др.) флюс (кварцит известняк боксит шпат и др.) окатыши стружка стальная и чугунная.
Подготовка шихтовых материалов к плавке – дроблению рассев усреднение сушка прокалка обжиг окомкование.
Дозирование и подача шихтовых материалов на печи.
Контролируемый процесс рудовосстановительной или рафинированной плавки в трехфазной электропечи или во внепечных агрегатах.
Выпуск расплава из печи и разделение его на металл и шлак.
Сухая и мокрая очистка газов улавливание и утилизация пыли.
Контроль качества металла и шлака.
Отгрузка шлака в цеха по переработке шлака
Разливка металла на изложницы или в мульды на разливочные машины
Обработка металла – дробление чистка фракционирование.
Упаковка маркировка погрузка и отправка металла потребителю.
Основная часть отчета по преддипломной практике
Электроснабжение предприятия осуществляется по трем основным точкам.
ГПП № 1 питается от Новометаллургической подстанции по двухцепной ВЛ 220 кВ сечением 400 мм2. На ГПП установлены два трансформатора 220110 мощностью 250 МВА. По стороне 110 кВ имеется резерв две линии бульварная и транзитная питающихся по кольцевой схеме рисунок 1.
Кольцевая схема резервного питания
На ГПП № 1 две основные системы шин и две обходных северная и южная но южная сейчас не функционирует. ГПП №1 питает группу цехов верхней площадки ЧЭМК и вне территории завода: ЖБИ профнастил и др.
ГПП № 3 питается от Новометаллургической подстанции по двухцепной линии сечением 400 мм2. На подстанции установлены два трансформатора 220110 мощностью 200 МВА . Две резервные линии с ГПП №1 на пст две системы шин и обходная. ГПП №3 питает цех № 8.
От ЧГРЭС питание нижней площадки и резервное питание собственных нужд подстанции 20 кабелем проложенным в земле.
ГПП №2 питается от ГПП №1 по ВЛ напряжением 110 кВ сечением 400 мм2. На ГПП установлены два трансформатора 11010 мощностью 72000 кВА. Оно питает электродное производство и абразивный завод. К потребителям первой
категории относятся все основные цеха комбината. Принципиальная электрическая схема в приложении.
Число часов использования максимума нагрузки 5931 ч.
Стоимость электроэнергии 117 рубль за кВТч данные взяты из единого тарифного органа № 40 от 31.10.2003 № 316.
Удельные нормы расхода электроэнергии на единицу продукции 5630 кВтч на тонну продукции (электродов) и 270 кВтч на силовую часть.
Электродное производство
В состав электродного производства входят такие цеха как: смесильнопрессовый цех (питание от пст 27 установленная мощность 2000 кВА) обжиговый цех (питание от пст 26 установленная мощность 630 кВА) цех механической обработки электродов (питание от пст 29 установленная мощность 1830 кВА; пст 36 установленная мощность 630 кВА; пст 31 установленная мощность 1000 кВА) отделение пропитки электродов (питание от пст 28 установленная мощность 1630 кВА) графитировочный корпус №1 (питание от пст 31 установленная мощность 1000 кВА); корпус №2 (питание от пст 32 установленная мощность 1000 кВА; секции № 3 установленная мощность 7000 кВА; секции 4 установленная мощность 7000 кВА; секции 5 установленная мощность 7000 кВА) корпус №3 (питание от пст 30 установленная мощность 1120 кВА; пст 23: секции № 6 установленная мощность 11000 кВА; секции № 7 установленная мощность 11000 кВА) цех углеродистых масс (питание от пст 33 установленная мощность 200 кВА) склад готовой продукции электродного производства.
Все подстанции питаются от пст № 20 кабелями проложенными в земле а она от ГПП № 2 по кабельному тунелю протяженностью 500м. Резервное питание пст 20 (собственные нужды) от Челябинской Государственной Районной Электростанции кабелем проложенным в земле протяженностью 2 километра.
Технологический процесс получения электродов
В шихтовые двора №1 и №2 смесильнопрессового цеха поставляется исходный материал- нефтекокс в резервуары хранения поставляется жидкий или сухой пек. В шихтовых дворах происходит предворительное дробление нефтекокса и по элеваторам шихта подается в печи прокалки для удаления из шихты влаги и летучих веществ. Также при спекании частично происходит усадка шихты. Прокалка происходит при температуре 1300-1400 0С в печах работающих на природном газе. Остывшая шихта подается в дробилки после дробления шихта поступает в дозировочный аппарат и далее в смесители где смешивается с пеком. После тщательного перемешивания смесь подается в пресс. Из пресса выходят «зеленые» электроды и сразу попадают на рольганг который осуществляет охлаждение «зеленых» электродов. После остывания «зеленые» электроды отгружаются в обжиговый цех. В обжиге электроды помещаются в термопечи и при температуре 1100-1300 0С происходит остаточное спекание массы в течении 400 часов.
Из обжига электроды поступают в цех графитации где в печах сопротивления происходит закалка электродов и упорядочивание кристаллической решетки графита. Это нужно для того чтобы электроды обладали определенным сопротивлением и могли выдерживать высокие температуры.
Из цеха графитации электроды поступают в цех механической обработки электродов где на специальных станках электродам придают нужное сечение и наносят резьбу для крепления их в электродных держателях. После чего электроды поступают на склад готовой продукции или сразу в цеха.
Также в СПЦ изготавливают термоантроцит он используется для футирования печей.
Таблицы нагрузок по секциям № 34567 цеха графитации за 23.02.2004 начиная с 8 часов
В 16:50 конец кампании
В 22:00 конец кампании
В 8:30 конец кампании
Где : А1- ток печного трансформатора;
А2- ток трансформатора БСК;
Ст- ступень печного трансформатора;
БСКст- ступень трансформатора БСК.
Питание секций от пст 20 с I и II системы шин:
Секция 3 I с.ш. фазы А-В;
Секция 4 II с.ш. фазы А-В;
Секция 5 II с.ш. фазы В-С;
Секция 6 II с.ш. фазы А-С;
Секция 7 I с.ш. фазы А-С.
ГПП №2 находится в низине на насыпной поверхности до 1.5 м. из суглинка ( удельное сопротивление 104 Омсм ) и дресьвы с суглинком ( удельное сопротивление 5*104 Омсм ).
ГПП имеет площадь 100х70 м площадь здания 63х15 м.
Грунтовые воды обнаружены на глубине до 6 м. Преобладают юго-западные и западные ветра.
Источники загрязнения: обжиговый цех смесильно-прессовый цех.
Установка трансформаторов и оборудования указаны на рисунке 2.
Освещение ОРУ прожекторами ЗРУ - лампы накаливания (аварийное и рабочее освещение).
Пожарная сигнализация на ОРУ отсутствует в кабельном канале установлены датчики разрыва лески протянутой над оборудованием и кабелями также датчики ДТЛ связанные со станцией ТОЛ. В помещении ГПП установлены огнетушители типа ОУ и ОП.
Вентиляция в ЗРУ установлена по периметру а в кабельном канале установлены нагнетатели для охлаждения кабелей.
Молниезашита установлена на порталах и мачтах освещения. Выполнен грозозащитный подход на ЛЭП.
На комбинате оплата электроэнергии по одноставочному тарифу. На электрохозяйстве работают 387 человек. Цеха подчиняющиеся главномуэлектрику: ЦСП КИПиА ЭРЦ Участок связи ЭРМУ.
Штат главного электрика 8 человек:
- 2а заместителя ( электронадзор ремонт );
- 2а главных специалиста ( электронадзор ремонт );
- 2а ведущих инженера;
Общие положения Цеха Сетей и Подстанций
2. Цех возглавляет начальник цеха сетей и подстанций ОАО"ЧЭМК" (далее в тексте - "начальник цеха") который назначается на должность и освобождается приказом генерального директора ОАО"ЧЭМК" по представлению главного электрика ОАО"ЧЭМК" согласованному с директором по производству и исполнительным директором ОАО"ЧЭМК".
3. На должность начальника цеха назначается лицо имеющее высшее техническое образование и практический опыт работы по организации эксплуатации электроустановок до и выше 1000 В не менее 3-х лет.
Начальник цеха должен быть аттестован на 5-ю группу по электробезопасности в электроустановках напряжением до и выше 1000 В.
Приказом генерального директора ОАО"ЧЭМК" он назначается ответственным за электрохозяйство ЦСП.
внутреннего трудового распорядка настоящим Положением ПТЭЭП ПУЭ ПУ и БЭ автогидроподъемниками ПУ и БЭ стационарных компрессорных установок правилами безопасности в газовом хозяйстве ПОТ РМ-016-2001 отраслевыми правилами и нормами по организации эксплуатации ремонта электрооборудования; правилами и нормами охраны труда производственной санитарии и противопожарной защиты;
Положением о системе управления охраной труда на предприятиях ферросплавной промышленности и другими документами касающимися производственно-хозяйственной деятельности цеха.
5. Начальник цеха кроме документов указанных в п.1.4. обязан знать:
- методические нормативные и другие руководящие материалы касающиеся производственно-хозяйственной деятельности цеха;
- технические требования предъявляемые к эксплуатируемому оборудованию цеха;
- правила технической эксплуатации оборудования цеха;
- действующие положения об оплате труда;
- передовые отечественные и зарубежные методы в области эксплуатации и ремонта оборудования;
- основы экономики организации труда производства и управления;
- основы трудового законодательства;
- должностные инструкции подчиненного персонала.
6. В настоящем Положении устанавливаются основные задачи ЦСП его структура; функции структурных подразделений; взаимоотношения ЦСП с другими подразделениями ОАО"ЧЭМК"; обязанности права и ответственность начальника цеха. Для других руководителей специалистов цеха разрабатываются должностные инструкции.
7. Знание настоящего Положения обязательно для руководителей специалистов ЦСП главного электрика ОАО"ЧЭМК" и его заместителя.
Задачи цеха сетей и подстанций
Основными задачами ЦСП являются:
1. Обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей ОАО"ЧЭМК" на основе достаточного уровня эксплуатации закрепленных за цехом оборудования и сетей.
2. Выполнение работ по ремонту регулировке наладке и обслуживанию электрооборудования классов 220; 110; 10; 6; 04 кВ и электроаппаратов постоянного тока на подстанциях ОАО"ЧЭМК" закрепленным за ЦСП.
3. Организация работ по монтажу и внедрению нового электрооборудования новых аппаратов.
4. Внедрение системы учета электроэнергии.
5. Выполнение плана по количественным и качественным показателям в соответствии с утвержденными графиками действующими стандартами и техническими инструкциями при наименьших затратах трудовых материальных и финансовых ресурсов.
Структура цеха сетей и подстанций.
1. В ЦСП входят следующие структурные подразделения и самостоятельные должностные лица:
1.1. Начальник цеха;
1.2. Заместитель начальника цеха;
1.3. Помощник начальника цеха;
1.4. Участок N 1 с центром нагрузок на нижней площадке и ГПП-2 возглавляемый начальником участка.
1.5. Участок N 2 с центром нагрузок на электродном производстве возглавляемый начальником участка.
1.6. Участок N 3 - ГПП-1 22011010 кВ возглавляемый начальником участка.
1.7. Участок N 4 - ГПП-3 22011010 кВ пст 60пст 117 пст 150 возглавляемый начальником участка.
1.8. Оперативно-диспетчерская служба цеха сетей и подстанций (далее в тексте - ОДС ЦСП) возглавляемая помощником начальника цеха в составе старших мастеров смен ОДС ЦСП.
1.9. технического бюро.
1.10. Бригадир по охране труда.
2. В ЦСП установлена следующая административная оперативная и техническая подчиненность структурных подразделений цеха:
2.1. Начальнику цеха административно подчинены: заместитель начальника цеха помощник начальника цеха бригадир по охране труда начальники участков NN 1 2 3 4 старшие мастера смен ОД ЦСП мастера участков NN 1 2 3 4 инженер технического бюро.
2.2. Заместителю начальника цеха в техническом отношении подчинены начальники и мастера участков № 1234.
2.3. Помощнику начальника цеха в оперативном отношении подчинены: старшие мастера смены ОДС ЦСП старшие электромонтеры по ремонту и обслуживанию электрооборудования электромонтеры по ремонту и обслуживанию электрооборудования участков № 1 2 3 4.
2.3. Начальнику участка N 1 административно подчинен: мастер участка N 1.
2.4. Начальнику участка N 2 административно подчинен: мастер участка N 2.
2.5. Начальнику участка N 3 административно подчинен: мастер участка N 3
2.6. Начальнику участка N 4 административно подчинен: мастер участка N 4.
Дерево целей построено для комбината в целом
Дерево целей построено для электродного производства
Поле сил изменений для комбината в целом
Конкуренция дает толчок к постоянному усовершенствованию товара и
повышению качества ферросплавов.
Спрос клиентов – растущая потребность в ферросплавах.
Качество руководства – современные и правильные методы организации
Комплектующие – несвоевременная поставка комплектующих повышение
цен на кокс электричество.
Устаревшее и изношенное оборудование – низкая производительность.
Недостаточно квалифицированный персонал слабые знания неполный
Поле сил изменений для электродного производства
Конкуренция дает толчок к постоянному усовершенствованию товара и повышению качества электродов.
Спрос клиентов – растущая потребность в электродах.
Комплектующие – отсутствие хорошей термоизолирующей насыпи.
Недостаточно квалифицированный персонал слабые знания
Цены на оборудование:
Трансформатор печной 144000 за фазу;
Реакторы 350000 рублей;
Выключатели типа МГ 250000 рублей;
Выключатели типа ВЭМ и ВМП 40000 рублей;
Кабели типа ААШВУ от 120 до 400 рублей за метр.
Руководитель практики на предприятии начальник цеха сетей и подстанций
-16 января: Ознакомление с предприятием его структурой электроснабжением. Текущий ремонт трансформатора на пст 28. Ремонт освещения на пст 20. Текущая проверка знаний на квалификационную группу 3.
-23 января: Ликвидация последствий пожара на секции № 6 в камере
- 30 января: Ознакомление с ГПП №2 ее местоположением и оборудованием. Текущий ремонт трансформатора пст 30 36. Устранение неполадки в коробке перевода ступеней секции № 6 трансформатора № 1.
-6 февраля: Сбор информации по экономической части. Текущий ремонт
фидеров № 2811 пст 20. Ремонт освещения.
-13 февраля: Ознакомление с электродным производством. Ремонт заземлений. Текущий ремонт маслокоробок перевода ступеней секции №5.
-20 февраля: Подключение кабеля 16 мм2 для питания освещения в здании
УКСа. Ремонт аварийного освещения на ЩУ пст 20. Ремонт аземлений.
-27 февраля: Ремонт ВМП. Внеочередной ремонт секции № 4 и замена
маслонасоса на главном охлаждающем устройстве секции № 4.
-5 марта: Ремонт маслонасоса.Текущий ремонт трансформатора № 1 пст № 30.
Основная часть отчета по преддипломной практике ..5
Электродное производство 6
Технологический процесс получения электродов 7
Раздел по экономике ..14
Общее положение ЦСП ..14
Дерево целей по комбинату в целом 19
Дерево целей по электродному производству ..20
Поле сил изменений по комбинату . 21
Поле сил изменений по электродному производству ..22
Дневник практики . . .23
Практикант Асямолов Михаил Валерьевич с 12.01.2004 по 5.03.2004 проходил практику в цехе сетей и подстанций Челябинского Электрометаллургического Комбината. Ознакомился с: электрооборудованием ЦСП; техникой безопасности на комбинате и экономической частью комбината. Работал электромонтером четвертого разряда по ремонту и обслуживанию электрооборудования получил 3 квалификационную группу по электробезопасности. Выполнял работы по наряду: текущий ремонт трансформаторов; ремонт освещения и др. Устранял в составе бригады последствия пожара на пст 23 секции 6.
Соблюдал внутренний распорядок предприятия в установленное время приходил и уходил с работы. Во время практики выполнял работы на уровне специалиста и достоин квалификации инженер
Начальник ЦСП Благинин Е.Г.