Проект системы электроснабжения предприятия ОАО Мечел

Конструкционный чертеж (Дима)..cdw

оперативно-ремонтной
Разъединитель РНДЗ.2-1101000 У1
Выключатель ВМТ-110Б
Ограничитель перенапряжений ОПН-110
Силовой трансформатор ТДН-16000110
Трансформатор собственных нужд ТМ-10010
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-

Генеральный план.. (Дима)..cdw

хААШвУ(3х120) l=70 м.
ААШвУ(3х120) l=26 м.
хААШвУ(3х120) l=656 м.
хААШвУ(3х120) l=270 м.
ААШвУ(3х120) l=36 м.
хААШвУ(3х120) l=90 м.
хААШвУ(3х120) l=107 м.
хААШвУ(3х120) l=20 м.
хААШвУ(3х120) l=83 м.
хААШвУ(3х120) l=100 м.
хААШвУ(3х120) l=16 м.
хААШвУ(3х120) l=66 м.
хААШвУ(3х120) l=393 м.
ААШвУ(3х120) l=273 м.
ААШвУ(3х120) l=160 м.
Генеральный план группы цехов
состоит из следующих цехов:
Кислородно-компрессорный цех.
Сталеплавильный цех №2.
Насосная станция №21.
Кислородная станция №4.
Цех подготовки составов.
Электроремонтный цех.
Цех столовых приборов.
- высоковольтная нагрузка.
- низковольтная нагрузка.
- осветительная нагрузка.
высоковольтная нагрузка
низковольтная нагрузка
осветительная нагрузка
- центр электрических нагрузок.
Генеральный план группы

Экономическая часть (Дима)..cdw

Число уровней линейного руководства:
ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
ПЛАН ГРАФИК ГАНТА ПО РЕАЛИЗАЦИИ ЦЕЛЕЙ
Продолжительность этапа
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Численность персонала ОГЭ
Производительность труда (в целом)
Общий годовой фонд заработной платы
Средняя заработная плата одного рабочего
Фондовооруженность труда рабочих
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме
Полная сметная стоимость общезаводской части энергохозяйства
Общая численность персонала
- Эксплуатационных рабочих
- Линейных руководителей
Текущие затраты в расчете на единицу полезно используемой
Технико-экономические

Релейная защита 16 МВА (Дима)..cdw

К измерительным приборам
защите трансформатора
К максимальной токовой
защите от перегруза и
реле тока устройства
Контроль исправности
защита на стороне 10 кВ
КА1 - реле тока РСТ-13
SG2 - испытательные блоки
ТА1 - ТА2 - ТВТ-110 - трансформаторы тока
KL - промежуточное реле
KSQ1 - контакты газового реле
KCQ1 - контакты реле положения "включено
силового трансформатора

Схема эл. снабж.(Дима)..cdw

Компенсирующие устройства на
остальных ТП установлены аналогично
согласно пояснительной записки.
Трансформаторы напряжения
на остальных РП установлены
согласно пояснительной
Система частотного пуска
на остальных СД установлены
пояснительной записки.
ВЛ-110 кВ с подстанции "Каштак
ВМТ-110Б-201000 УХЛ1

Спец. вопрос. (Дима)..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

БЖД (Дима)..doc

14. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.
ГПП промышленного предприятия является важным объектом и в то же время - это объект повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя из этого на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и техники безопасности.
Территория ГПП ограждена внешним забором из железобетонной плиты высотой 25м.
В ОРУ 110кВ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений а также передвижных лабораторий. Габариты проезда 35 м. [1].
Планировка площадки ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод за пределы территории. Кабели проложены в траншеях. Для обеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие расстояния: от токоведущих частей до конструкций или ограждений высота не меньше 2000-9000 мм; между проводами или шинами разных фаз - 1000 мм; от токоведущих частей до максимального габарита транспортируемого оборудования - 1650 мм; от не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий - 3600 мм; между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой - 2900 мм; от контакта или ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки присоединенной ко второму контакту - 1100 мм.
Силовые трансформаторы мощностью 16000 кВА установлены на низком фундаменте из сборного железобетона. К ним обеспечен проезд для пожарных машин доставки и вывоза трансформаторов. Трансформаторы установлены так чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование кабельные муфты и ошиновку. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены стационарной лестницей.
Правило окраски токоведущих частей: фаза А - желтый фаза В - зеленый; фаза С - красный.
Все оборудование ГПП в местах присоединений имеет таблички с полным адресом маркой и сечением. В таблице 32. приведен перечень защитных средств находящихся на ГПП все защитные средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания.
Наименование защитного средства
штанга изолирующая 110 кВ
штанга изолирующая 10 кВ
указатель напряжения 110 кВ
указатель напряжения 10 кВ
переносные заземления 110кВ
переносные заземления 10 кВ
временные ограждения
диэлектрические боты
электрические перчатки
предупредительные плакаты
изолирующие клещи 10 кВ
изолирующие клещи 04 кВ
2 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ.
Требования по электробезопасности на открытых и закрытых распределительных устройствах выбираем из ССБТИ-1.08.87.
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ 110 кВ приняты к установке разъединители РНДЗ с заземляющими ножами предусмотрена механическая блокировка не позволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных ножах и наоборот. Наличие заземляющих ножей исключает необходимость переносных заземлений что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность.
Все ячейки КРУ 10 кВ имеют механическую блокировку которая исключает возможность выката тележки при выключенном выключателе.
Постоянный контроль изоляции в сети 10 кВ производится по показаниям приборов присоединенных к трансформаторам напряжения 3хЗНОЛ-10. Для контроля изоляции также применяются трансформаторы тока типа ТЗЛ установленные В КРУ на каждой отходящей линии. Схемы сигнализации однофазных замыканий на землю представлены на рисунке 141516.
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=274 - суммарная длина кабельных линий км
Так как 274 20 А то по [1] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
3 РАСЧЕТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ №4.
наибольший ток на стороне 110 кВ короткого замыкания равен 15100А;
на стороне 10 кВ ток 0.3.3. 274 А;
климатическая зона II ;
грунт в месте сооружения двухслойный глубина залегания второго слоя равна 27 м;
удельные сопротивления слоев r1 = 120 Ом.м; r2 = 35 Ом.м;
Со стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления не более 05 Ом [1] со стороны 10 кВ:
Но RЗМ должно быть не более 10 Ом принимаем R ЗМ = 10 Ом.
Сопротивление искусственного заземления рассчитывается с учетом использования естественного заземления системы тросы-опоры сопротивлением Rс=2 Ом.
Коэффициент сезонности многослойной земли для толщины слоя сезонных изменений 2м равен 27.
Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта:
r1Р=27.120=324 Ом.м.
Определим сопротивление растекания одного вертикального электрода- уголка № 80 длиной 5м при погружении его ниже уровня земли на 06м:
где А=0314 - коэффициент зависящий от r1r2=78 от l=5м от эквивалентного диаметра уголка: d=095.b=095.008=0076 м.
RОВЭ=0314.35=1099 Ом.
Примерное число вертикальных заземлений при предварительно принятом коэффициенте использования кИВЭ=068:
Сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полос 45 х 6 мм2) приваренных к верхним концам уголков:
где В=031 - коэффициент зависящий от r1r2=78 от l=1м от h1=27 Ом и от t0=06 Ом
Действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования кИГЭ=029:
Уточним сопротивление вертикальных электродов:
Коэффициент использования вертикальных электродов (кИВЭ) при n=40 и al=1 равен 04.
Уточненное число вертикальных электродов:
Окончательно примем 40 уголоков № 80.
Проверим полосу 45х6 мм2 на термическую стойкость к токам короткого замыкания на землю при приведенной времени протекания токов к.з. tП=1с:
Полоса 45х6 мм2 удовлетворяет условию термической стойкости. Схема заземления ГПП показана на рисунке 17.
4 ОСВЕЩЕНИЕ ОРУ 110 кВ.
Согласно СНиП 23-05-95 освещенность ОРУ должна быть 10 лкм2. Площадь ОРУ 13356 м2.
Суммарный поток света:
где кЗ=15 - коэффициент запаса;
кП=115 - коэффициент потери света.
Освещение осуществляется прожекторами типа ПЗС - 25 со световым потоком ФИ = 2350 лм h=27%.
Число прожекторов равно:
Устанавливаем 4 прожектора. Максимальная сила света прожектора
ПЗС-25: Imax= 1600 кд. Прожектор установлен на высоте H:
Два прожектора закреплены на линейных порталах два других - на крыше ЗРУ.
5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Требования по пожарной безопасности открытых и закрытых распределительных устройств выбираем по СНиП 21-07-97.
Территория ОРУ 110 кВ относится к категории Г по пожарной безопасности. Конструкции ОРУ выполнены из несгораемых материалов (железобетон металл). ЗРУ 10 кВ относится к производственным помещениям категории Г по степени пожарной безопасности. Здание ЗРУ выполнено из огнестойких панелей. Предел огнестойкости железобетонных панелей не меньше 3ч. Отходящие кабели 10 кВ проложены в траншее. Под трансформаторами ТДН-1600010 согласно [1] выполнены маслоприемники с бортовыми ограждениями заполненные чистым гравием. Объем маслоприемника рассчитан на прием 100 % масла трансформаторов. Маслоприемники соединены с маслосборниками выполненными в виде подземного резервуара при помощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11 м предусмотрена разделительная перегородка с пределом огнестойкости не менее 15 ч шириной равной ширине маслоприемника и высотой равной высоте вводов 110 кВ.
ЗРУ 10 кВ имеет 3 выхода расположенных с противоположных торцов зданий. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки открываемые без ключа со стороны ЗРУ[1]. На ГПП предусмотрен пожарный водопровод с гидрантом питающимся от внутризаводской сети водоснабжения.
Помещение ЗРУ 10 кВ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 в количестве 5и ОП-5 в количестве 3На ГПП имеется: передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 извещатель ручной типа ПК ящик с песком 05 м3 и совок к нему.
Требования по защите главной понизительной подстанции от прямых ударов молнии выбираем из РД 34.21.122-87.
Для защиты ГПП от прямых ударов молнии примем два стоящих напротив друг друга молниеотвода. Один расположен на ОРУ 110 кВ другой на ЗРУ 10 кВ. Расстояние между молниеотводами типа СМ равно 30 м. Высота молниеотводов 13 м. Зона защиты СМ - конус. Вершина конуса на расстоянии от земли h0:
h0=085.h=085.28=238 м.
На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0:
r0=(11 – 0002.h).h=(11 – 0002.28).28=292 м.
Радиус защиты rX на высоте hX=8м защищаемого оборудования:
rX=(11 – 0002.h).(h - hX085)=194 м.
Высота зоны защиты hC над землей в середине между молниеотводами:
hC=h0 - (0017+3.10-4.h).(l - h)=238 - (0017+3.10-4.28).(30 - 28)=237 м.
Ширина зоны защиты на высоте 8 м в середине между молниеотводами:
Зона защиты двойного молниеотвода представлена на рисунке 18.

Релейная защита (Дима)..doc

13. Защита трансформаторов на главной понизительной подстанции.
Согласно ПУЭ-2000 устанавливаются следующие виды защит:
) упрощенная продольная дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий;
) максимальная токовая защита по схеме “неполная звезда” со стороны питания - от внешних коротких замыканий;
)токовая в 1 фазе от перегруза
По расчету но для этой сети [14] следовательно:
1. Дифференциальная защита трансформаторов.
Эта защита применяется для защиты от повреждений внутри трансформатора и на выводах.
Номинальный ток трансформатора на высоком напряжении:
где SТ =16000 кВА - мощность трансформатора главной понизительной подстанции;
Номинальный ток на стороне высокого напряжения:
Номинальный ток на стороне низкого напряжения:
Трансформаторы тока со стороны высокого напряжения имеют схему соединения “треугольник” кСХ1=.
Коэффициент трансформации:
Вторичный ток трансформатора тока:
Трансформаторы тока со стороны низкого напряжения имеют схему соединения “звезда” кСХ2=1.
Основной стороной защиты тока является сторона с большим током. Определяем токи небаланса вызванные погрешностями трансформаторов тока I`нб и регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) I``нб:
где КА=1 - коэффициент апериодичности указывающий дополнительную погрешность
трансформатора тока в переходных режимах;
КОДН=1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;
Е=01 - допустимая полная погрешность трансформаторов тока;
DUa DUb - половина диапазона регулирования напряжения на двух сторонах трех обмоточного трансформатора в относительных единицах (для двух обмоточного трансформатора DUb=0).
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от токов небаланса:
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания:
К расчету принимаем наибольший ток: IСЗ=225 А.
Предварительное значение коэффициента чувствительности:
Продолжаем расчет с реле РСТ 15. Ток срабатывания реле на основной стороне:
Ток срабатывания реле на неосновной стороне:
Принимаем WОСН.= 12.
Расчетная МДС основной обмотки:
Стандартная МДС: FОСН. = 80.
Число витков не основной обмотки:
Принимаем WНЕОСН. = 10.
Составляющая тока небаланса I’’’НБ обусловленная неравенством расчетного и действительного числа витков:
Ток срабатывания защиты с учетом всех составляющих небаланса:
Коэффициент чувствительности:
2. Максимальная токовая защита.
Максимально токовая защита является резервной защитой от междуфазных коротких замыканий. Защита выполняется с независимой выдержкой времени на реле РСТ 13. Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузке трансформатора:
где КОТС.=12 - коэффициент отстройки;
КВ.=09 - коэффициент возврата;
IРАБ MAX=1.4. IНОМ1 - максимальный рабочий ток.
Ток срабатывания реле:
Устанавливаем реле РСТ 13-19 с уставками 15 – 6 А.
Определим коэффициент чувствительности в основной зоне:
Следовательно защита удовлетворяет требованию чувствительности.
Коэффициент чувствительности в зоне резервирования:
Ориентировочная сумма относительной установки:
Относительные уставки: 16; 08.
Время срабатывания защиты принимается по условию отстройки от аналогичной защиты на секционном выключателе:
где – время срабатывания секционного выключателя;
– время срабатывания выключателя на линии ГПП-ТП.
Выбираем реле времени ЭВ-122 с уставками от 01 до 10 с.
Проверка трансформаторов тока на 10%-ую погрешность.
Проверку производим по расчетным условиям МТЗ поскольку они более тяжелые чем у дифференциальной защиты.
Предельная кратность:
где I1Н.ТТ – первичный номинальный ток трансформатора тока.
По кривой предельных кратностей [14] для ТФЗМ-110 определяем ZН.ДОП=11 Ом.
Фактическая расчетная вторичная нагрузка:
где Ом – сопротивление медных проводов при длине 35 м и сечении 25 мм2;
Ом – сопротивление токового реле РСТ-13;
Ом – сопротивление промежуточного реле типа РП-321;
Ом – сопротивление реле времени;
Ом – сопротивление дифференциального реле типа РСТ-15.
следовательно e 10%.
Газовая защита реагирует на витковые замыкания и другие повреждения сопровождающиеся разложением масла. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с раздельным входом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент действующий на сигнал; при бурном газообразовании масла в баке в баке происходит движение масла в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент действующий на отключение без выдержки времени. Этот же элемент срабатывает и при дальнейшем снижении уровня масла. Установка скоростного элемента на реле РГТ-80 принимается равной 06 мс. Для обеспечения правильной работы газовой защиты крышка бака должна иметь подъем в сторону расширителя 1-15% а трубопровод с газовым реле 2-25%. Выходное промежуточное реле РП-16-3 должно иметь цепь само сдерживания током отключения
4. Защита от перегруза.
Защита выполняется с помощью одного реле включенного на ток фазы А со стороны питания и действует на сигнал. Ток срабатывания защиты рассчитывается исходя из номинального тока трансформатора с выдержкой времени отстроенной от кратковременной перегрузки.
Ток срабатывания защиты:
Устанавливаем реле РСТ-13-19 (15 6) А.
Ориентировочная сумма относительных уставок:
Относительная уставка: 04.
Время срабатывания защиты tcз=10с устанавливаем реле времени ЭВ-122 с уставками 01 10с.

Экономическая часть (Дима)..doc

15 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
1 СИСТЕМА ЦЕЛЕЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПРЕДПРИЯТИЯ.
1.1 ПОСТРОЕНИЕ ДЕРЕВА ЦЕЛЕЙ.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподченность и связь целей подразделений в иерархии управления. Дерево целей представлено на рисунке 19.
Разработка новых марок высококачественных лигированых сталей
Цель предприятия: к 2003 году увеличить объем продаж на 20%
посредством улучшения качества и увеличение ассортимента продукции.
1 Цели маркетинговые:
-изучить конкурентную
Рисунок 19. Дерево целей.
1.2 ОБЪЕМЫ ПРОДУКЦИИ И УСЛУГ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Определим годовой объем потребления электроэнергии на предприятии:
где Pc – средняя суммарная нагрузка предприятия за наиболее загруженную
Pm o – максимум нагрузки осветительных установок.
Ту – число часов использования установленной мощности Ту=6400 ч.
То – число часов использования максимума осветительной нагрузки
DW – потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения завода.
1.3 АНАЛИЗ ПОЛЯ СИЛ.
Любую организацию можно рассматривать как модель находящуюся в состоянии равновесия между движущими и сдерживающими силами реализации целей. Поле сил для конкретной организации характеризует организационную надежность развития. Для нашего случая схему поля сил покажем на рисунке 20.
Рисунок 20. Поля сил.
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПОВ ОРГАНИЗАЦИОННОЙ КУЛЬТУРЫ СТРУКТУРЫ И ПРАВОВОЙ ФОРМЫ ПРЕДПРИЯТИЯ И ЕГО ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА.
2.1 Организационная культура
Организационная культура – совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чём думаем.
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 культуру роли:
- чёткое распределение обязанностей;
- строгая специализация;
- нет неопределённых ситуаций.
- зависит от рационального распределения обязанностей;
- важность силы положения а не силы специалиста;
- медленная обратная связь;
- всё зависит от компетентности руководителя.
- возможность продвижения по службе.
Угрозы существованию культуры:
- в нестабильной обстановке может перестать существовать.
2.2 Организационная структура предприятия.
Тип организационной структуры – линейно-функциональная. Число уровней линейного управления nл = 4.
Работы функции операции
Общие функции роли:
Создание структуры по эффективному обслужива-нию энерго-хозяйства.
Получение информации об изменениях работы энерго-системы.
Рапределение ресурсов производства.
Функции управления: - планирование
- руководство людьми
График рабо-ты энерго- хозяйства.
Организация выполнения работ.
Руководство ОГЭ и начальниками работ.
Инструктаж подчиненных рабочих.
Следит за проведением основных видов работ.
Планирование работы энерго службы.
Бесперебой-ное снабжение предприятия энерго-ресурсами.
Участвует в работе квалифика-ционной комиссии.
Должностные инструкции.
Следит за использова-нием энерго-ресурсов.
План по реализации целей.
Организация и распределение ресурсов.
Обеспечивает подчиненных всемнеобхо-димым для работы.
Инструктаж подчиненных.
Следит за состоянием оборудования.
Отдел главного руководителя является функциональным руководителем. Данный тип организационной культуры характерен для культуры роли. Для разделения линейного и функционального руководства составляется функциональная матрица: На основе разделения линейного и функционального руководства составляется должностная инструкция для главного энергетика начальника цеха мастера участка которая представлена в таблице 33.
Продолжение таблицы 33.
Специальные функции:
Контроль за оборудова-нием энерго-ресурсами.
Графики ремонта электро-оборудования.
Работы по эксплуатации оборудования.
Работы по ремонту оборудования.
Должностная инструкция
Название должности: мастер участка;
Подчинённость: начальнику цеха;
Основные обязанности: ответственный за эксплуатацию электрооборудования оперативные переключения учёт энергопотребления ремонт и распределения ресурсов;
Ответственность: за безопасность подчинённых за правильную эксплуатацию и ремонт электрооборудования;
Требования к исполнению: знание электросетей электрооборудованияучастка соблюдение техники безопасности;
Физическое здоровье: должен иметь допуск к работе с электроустановками;
Умственные способности: должен быстро анализировать информацию и принимать (самостоятельно) необходимые решения;
Образование: высшее либо среднее техническое;
Квалификация: инженер – электрик;
Опыт умение навыки: опыт работы не менее 5-ти лет умение управлять людьми (навыки руководителя);
Межличностные качества: должен уметь предвидеть ситуацию брать ответственность на себя быть корректным по отношению к другим своим поведением должен подавать пример подчинённым должен быть заинтересован в развитии предприятия.
3 ПЛАНИРОВАНИЕ НА ПРЕДПРИЯТИИ.
ПЛАН ГРАФИК ГАНТА ПО РЕАЛИЗАЦИИ ЦЕЛЕЙ.
Небольшой комплекс работ может быть показан в виде ленточного графика по этапам проектных работ при выполнении дипломной работы начиная с выдачи задания. По этапам назначаются исполнители и ориентировочная продолжительность работ. Покажем план-график Ганта на примере выполнения дипломной работы:
План график Ганта. ТАБЛИЦА 34
Продолжительность этапа
Отрезками прямых изображается весь цикл работ. Этапы работу могут выполняться параллельно (как в данном случае) и последовательно. Сбор информации и выполнение работы осуществлялись параллельно (4 и 5 недель).
4 ПЛАНИРОВАНИЕ ТРУДА И ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ.
4.1 ПЛАНИРОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени. Баланс приведен в виде таблицы 35.
Баланс времени. ТАБЛИЦА 35.
Состав фонда времени
Номинальный фонд времени(Fн)
Планируемые невыходы рабочих:
Основной и дополнительный отпуска
Отпуска учащихся (05% от Fн)
Выполнение гос.обяз. (05% от Fн)
Эффективный фонд рабочего времени (Fэф)
Средняя продолжительность рабочего дня
Планируемые внутрисменные потери
Коэффициент использования (Кисп)
4.2 ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ.
Предварительно определим суммарную ремонтосложность общезаводской части энергохозяйства.
В таблице 36. приводится расчет численности ремонтного персонала.
Общезаводская ремонтосложность. ТАБЛИЦА 36
Трансформаторы силовые.
Выключатели масляные.
Трансформаторы тока и т.д.
Камеры РУ.(КРУ и КСО)
Приборы измерительные.
Электроосветительные
Силовые и осветительные
Электрическая часть кранов.
Статические конденсаторы.
Выпрямитель ртутный.
Выпрямитель селеновый.
Где – количество текущих и средних ремонтов.
– суммарная ремонтосложность оборудования.
- продолжительность межремонтного периода между средними и текущими ремонтами в месяцах.
– длительность ремонтного цикла.
– коэффициент зависящий от сменности работы (Y = 1 – две смены).
- суммарное время на ремонт всех элементов схемы.
Явочный состав ремонтного персонала:
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 37).
Численность эксплуатационного персонала ТАБЛИЦА 37
Наименование показателей
Коэффициентов и норм
Норма обслуживания электрохозяйства
Суммарная ремонтосложность электрохозяйства
Число смен работы электрооборудования
Численность эксплуатационного персонала в расчете на смену
Явочный состав эксплуатационного персонала
Списочный состав эксплуатационного персонала
4.3 ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ.
Численность персонала управления определяется в следующей последовательности:
Общесписочный состав:
Численность мастеров:
где Нм = 12 – норма управляемости.
Численность начальников участков:
где Ну = 6 – норма управляемости.
Численность начальников цеха:
где Нц = 3 – норма управляемости.
Численность персонала ОГЭ (Ч огэ):
Найдем численность промышленно-производственного персонала (Ч ппп):
После чего определим число уровней линейного руководства:
4.4 ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ РАБОЧИХ.
Цель расчета – определить среднюю заработную плату и годовые фонды по категориям рабочих (таблица 38).
Заработная плата ТАБЛИЦА 38
Элементы фонда заработной платы
Фонд оплаты по тарифу за год
Доплата до фонда заработной платы
-премиальные (25% от Fo)
-оплата праздничных Эр (0009 Fo) Рр (0015 Fo)
-за работу в ночное время Эр (675% от Fo)
Итого часовой фонд заработной платы
Доплата до дневного фонда заработной платы за работу в
Итого дневной фонд заработной платы
Доплата до годового фонда заработной платы
-оплата за выполнение общественных и государственных
Всего годовой фонд заработной платы
Средняя заработная плата
4.5 ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ.
Планирование осуществляется с учетом расчетов численности управленческого персонала и штатного расписания (таблица 39).
Фонд заработной платы персонала управления. ТАБЛИЦА 39
Наименование должностей
Начальник планово-экономического отдела
Итого по ОГЭ электроцех
Начальник участка электросетей
Начальник технического бюро
Начальник планово-распределительного бюро
Итого по электроцеху
4.6 ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА.
В данном пункте определяется ряд показателей производительности труда применимых для электрохозяйства предприятия.
По электроремонтному производству:
По участку электрических сетей:
где L=230 – длина воздушных кабельных и осветительных сетей.
По электрохозяйству в целом:
Коэффициент обслуживания:
5 КАЛЬКУЛЯЦИЯ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.
В таблице 40 составлена калькуляция текущих затрат на электроэнергетическое обслуживание.
Калькуляция текущих затрат. ТАБЛИЦА 40
Показатели и статьи затрат
Электроэнергия на технологические цели
Заявленный максимум нагрузки
Основная ставка тарифа
Дополнительная ставка тарифа
Плата за электроэнергию по тарифу
Фактическоезаданное значение потребления реактивной мощности
Процент надбавки к плате за повышенное потребление реактивной мощности
Плата за электроэнергию с учетом надбавки
Основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала
Отчисления на социальные нужды
Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования:
а). Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта (1% от Кэ)
б). Амортизация оборудования (8% от Кэ)
в). Основная и дополнительная зарплата ремонтного персонала с отчислениями на соцнужды
а). Зарплата персонала управления электросилового
б). Содержание и текущий ремонт цеховых
сооружений (025% от Кэ)
ИТОГО цеховых затрат
Прочие производственные затраты
Продолжение таблицы 40
ИТОГО производственных затрат
Полезно используемая электроэнергия
себестоимость 1 кВт ч
6 ПЛАНИРОВАНИЕ СМЕТЫ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянных. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования. Смета представлена в таблице 41.
Текущие затраты таблица 41
Вспомогательные материалы (125% от Кэ)
Электроэнергия от системы
Амортизация основных фондов (10% от Кэ)
Зарплата основная и дополнительная всех категорий персонала включая ОГЭ
Прочие расходы (20% от п.4)
Итог суммы таблицы 40 не совпадает с величиной полных затрат таблицы 41 на 1% что допустимо следовательно можно сделать вывод о том что ошибки в расчетах нет.
7 ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА.
Основные показатели энергохозяйства представлены в таблице 42:
Основные показатели энергохозяйства ТАБЛИЦА 42
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме электроснабжения МВтчгод
Полная сметная стоимость общезаводской части энергохозяйства тыс. руб
Общая численность персонала в том числе: чел.
-Эксплутационных рабочих;
-Линейных руководителей
Численность персонала ОГЭ чел.
Производительность труда (в целом) челМВт
Общий годовой фонд заработной платы тыс.руб
Средняя заработная плата одного рабочего тыс.руб
Текущие затраты в расчете на единицу полезно используемой
электроэнергии рубкВт ч
Фондовооруженность труда рабочих тыс.рубчел

Аннотация..cdw

Рационально спроектированная система электроснабжения промышленного пред-
приятия должна удовлетворять ряду требований: высокой надежности и экономичности
безопасности и удобству в эксплуатации
обеспечивать требуемое количество электриче-
соответствующие уровни напряжений и т.д.
В связи с изменением в экономике страны
особо важными являются вопросы
повышения энергоснабжения и рационального использования материалов. Для решения этих
вопросов нужен оптимальный вариант схемы внутреннего электроснабжения
мый на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов.
Электроснабжение группы цехов

Содержание (Лист 1)..cdw

Технический паспорт дипломного проекта 7
Краткая характеристика объекта электроснабжения 9
Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия 10
1. Общие положения 10
2. Определение приведенного числа электроприемников 13
3. Расчет электрических нагрузок по электроремонтному цеху 13
4. Расчет электрических нагрузок по предприятию 18
5. Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия 18
мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных
подстанций предприятия 22
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов
главной понизительной подстанции предприятия 27
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего
1.1. Вариант 35 кВ 31
1.2. Вариант 110 кВ 34
2. Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения
1. Выбор величины напряжения 42
2. Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия 42
3. Конструктивное выполнение электрической сети 42
4. Расчет питающих линий 44
Расчет токов короткого замыкания 46
Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия 52
1. Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной
2. Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной
понизительной подстанции
трансформаторов тока
3. Выбор токопровода
соединяющего силовые трансформаторы главной
понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ 56
4. Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего
электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока 57
5. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего
напряжения трансформаторных подстанций 58
Электроснабжение группы цехов

Спец. вопрос. (Дима)..doc

16.Система частотного пуска синхронных двигателей (специальный вопрос)
1Негативные 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.
2Расчет провала напряжения при прямом пуске синхронного двигателя на шинах РП
Рассчитаем провал напряжения на сборных шинах РП1 (рисунок 7).
Пусковая расчетная мощность СД:
К секции шин РП на которой производится запуск подключен 1 трансформатор мощностью 1000 кВА с учетом этого суммарная эквивалентная пусковая нагрузка:
Sпэ=29278+1000=30278 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 РП.
т.е. посадка напряжения на шинах РП составит 10 – 91 = 09 кВ или 9% что входит в допустимые 10% провала напряжения при пуске.
3Частотный 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 22 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 масляным 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 масляными выключателями (QR1 QR2 и т.д.). По окончании пуска и синхронизации СД подключается к шинам 10кВ масляными выключателями (Q1 Q2 и т.д.) после чего СД отключается от шин переменной частоты.
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.
Рисунок 22. Функциональная схема СЧП

Доклад.doc

Суммарная установленная мощность ЭП составляет 235066 кВт. Из них более 60% это высоковольтные ЭП остальные ЭП напряжением до 1 кВ. Высоковольтная нагрузка состоит из 1 дуговой сталеплавильной печи и 14 синхронных двигателей.
На предприятии имеются потребители 1 2 и 3 категории по надежности электроснабжения но в целом предприятие относится ко 2 категории.
Предприятие располагается в умеренном поясе с наибольшей температурой окружающей среды 226 0С и температурой почвы 15 0С. Коррозионная активность грунта средняя. Отсутствуют блуждающие токи колебания и растягивающие усилия в грунте предприятия.
В процессе выполнения работы был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию который явился основой для расчета картограммы и центра электрических нагрузок. Расчет проводился по методу Тяжпромэлектропроекта. Так как в центре электрических нагрузок ГПП разместить невозможно то ГПП смещаем с учетом розы ветров и площади необходимой для размещения главной понизительной подстанции в сторону питания.
Также был произведен выбор числа мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций. Выбрано 10 внурицеховых комплектных трансформаторных подстанций для которых применено 4 типогабарита трансформаторов (400 1000 2000 кВА).
При выборе напряжения внешнего электроснабжения была найдена величина рационального напряжения по формуле Стилла которая составила 807 кВ. Следовательно было рассчитано 2 варианта на напряжение 35 и 110 кВ в результате технико – экономического сравнения предпочтение было отдано варианту с напряжением 110 кВ т.к. его приведенные затраты не превышают 15% от уровня затрат варианта схемы напряжением 35 кВ. Внешнее электроснабжение осуществляется по двухцепной линии длинной 5 км. На ГПП приняты к установке 2 трансформатора типа ТДН и мощностью по 16000 кВА каждый с коэффициентом загрузки в нормальном режиме 07.
Напряжение внутреннего электроснабжения было выбрано 10 кВ т.к. отсутствуют потребители на 6 кВ. Схема внутреннего электроснабжения смешанная. Для прокладки был принят кабель ААШвУ. Кабельные линии прокладываются в траншеях.
По результатам расчетов токов к.з. было выбрано оборудование СЭС: выключатели предохранители измерительные трансформаторы шинопроводы уточнено сечение кабелей по термической стойкости.
Далее был произведен расчет компенсации реактивной мощности в результате которого были выбраны батареи конденсаторов на напряжение 10 и 04 кВ.
Так как на предприятии имеются потребители ухудшающие качество электрической энергии то был проведен расчет показателей качества и были получены следующие величины:
-размах колебаний напряжения
-коэффициент несинусоидальности
-коэффициент несимметрии
Все эти показатели согласно ГОСТ в норме.
В проекте была рассмотрена защита трансформатора ГПП в результате были выбраны:
-дифференциальная защита (от междуфазных внутренних к.з.)
-МТЗ (от внешних коротких замыканий)
-токовая защита от перегруза
В экономическом разделе проекта был определен тип организационной культуры. Проведен расчет численности всех категорий персонала произведено планирование труда и заработной платы рабочих и персонала управления. Также была составлена калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание. Основные технико – экономические показатели представлены на демонстрационном плакате.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» были рассмотрены вопросы: компоновки главной понизительной подстанции пожаро- и электробезопасности проведены расчеты защитного заземления и молниезащиты.
В качестве спецвопроса была рассмотрена система частотного пуска синхронных двигателей.

Дима (Д.П.).doc

Технический паспорт дипломного проекта.
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ.: ;
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ.: .
-дугосталеплавильная печь 1х3000 кВА;
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители 1 категории:
Кислородно-компрессорный цех №1.
Насосная станция №21.
Кислородная станция №4.
Потребители 2 категории:
Сталеплавильный цех №2.
Цех подготовки составов.
Потребители 3 категории:
Электроремонтный цех.
Цех столовых приборов.
Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: ;
Коэффициент реактивной мощности:
Заданной энергосистемой ;
Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.;
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 3000 МВА тип и сечение питающих линий ВЛ-110: АС-7011;
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 5 км.;
Количество тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2хТДН-1600011010;
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.;
Типы принятых ячеек распределительных устройств в главной понизительной подстанции: КМ-1Ф;
На территории предприятия устанавливаются трансформаторные подстанции с трансформаторами типа: ТМЗ мощностью 400 1000 2000;
Тип и сечение кабельных линий и токопроводов: ААШвУ 70 95 120; токопровод 3хА600.
Необходимо выполнить дипломный проект системы электроснабжения предприятия ОАО«Мечел» в объеме указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго). Генеральный план предприятия представлен на рисунке 2. Сведения об установленной мощности электроприемников как отдельного цеха так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.
Расстояние от предприятия до энергосистемы 5 км.;
Уровни напряжения на шинах главной понизительной подстанции: 35 и 110 кВ.;
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы: для U1 – 680 МВА; для U2-3000 МВА.;
Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:
Основная ставка 1043 руб.кВт ч;
Дополнительная 058 руб.кВт;
Наибольшая температура:
Окружающей среды 226 С;
Коррозионная активность грунта предприятия средняя;
Отсутствуют блуждающие токи в грунте предприятия;
Колебания и растягивающие усилия в грунте предприятия отсутствуют.
В настоящее время правительством России принята Концепция новой энергетической политики где энергоснабжение и внедрение энергосберегающих технологий и мероприятий объявлено главным направлением энергообеспечения экономики. Внедрение энергосберегающих технологий рассмотрено в разделе спец- вопроса.
Система электроснабжения промышленного предприятия должна отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Обладать минимальными затратами при обеспечении всех заданных технических характеристик. Обеспечивать требуемую надежность. Быть удобной в эксплуатации и безопасной в обслуживании а также обеспечивать надлежащее качество электрической энергии.
Краткая характеристика объекта электроснабжения.
Напряжение внешнего электроснабжения 11035 кВ напряжение внутреннего электроснабжения 10 кВ.
Основными потребителями на стороне 10 кВ являются синхронные электродвигатели СТД-105 (кислородно-компрессорный цех №1 насосная станция №21 кислородный цех кислородная станция №4) дугосталеплавильная печь 3 МВА (сталеплавильный цех №2) и КТП во всех цехах.
Питание данных потребителей осуществляется от двух систем шин РУ-10 кВ и пяти высоковольтных распределительных пунктов РП-10 кВ. В РУ-10 кВ и РП-10 кВ установлены ячейки КРУ типа КМ-1-Ф с выключателями ВКЭ-10.
На шины 10 кВ питание подается от двух трансформаторов типа ТДН-1600011010. Силовые трансформаторы в свою очередь присоединены к шинам ОРУ-110 кВ через выключатели ВМТ-110Б-201000 УХЛ1.
Компенсация реактивной мощности осуществляется комплектными конденсаторными батареями типа: УКЛН УКБН – 04 кВ и УКЛ – 10 кВ.
Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия.
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“ (РТН.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 электроприемника 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:
- эффективное число электроприемников.
Равенства 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:
Определение расчетной нагрузки для однофазных электроприемников в дипломном проекте не производится так как эти электроприемники включенные на фазные и линейные напряжения распределены по фазам с неравномерностью не более 15% по отношению к общей мощности 3-х фазных электроприемников в группе и учитываются как 3-х фазные с суммарной мощностью равной однофазной мощности электроприемников.
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 м производственной поверхности пола цеха;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных групп электроприемников по отраслям промышленности приводится в справочнике (Л4. Таблица 2.1.). 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 пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где - максимальная номинальная мощность 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.
3Расчет электрических нагрузок по
электроремонтному цеху.
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на примере электроремонтного цеха. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблице 1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Расчетная активная и реактивная нагрузка для 2 уровня определяется из формул (1) и (2) с учетом условия для .
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул (6) и (7). 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.
Расчет производится по укрупненным показателям так как заданны суммарные установленные мощности электроприемников по цехам но неизвестен их состав. Расчеты сведены в таблицу 2.
5Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия.
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ электроприемники с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяется:
где - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников до 1 кВ. электроприемников свыше 1 кВ. электрического освещения кВт;
-масштаб площадей картограммы нагрузок .
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где - координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Результаты нахождения центра электрических нагрузок цеха №9 свожу в таблицу 3.
Центры электрических нагрузок цеха №9 (Электроремонтного цеха)
Наименование отделения
Контрольно-измерительная станция
Величина m для цеха №9 находится по формуле:
= 1882 кВт (Аппаратный участок ).
Радиусы окружностей отделений (цехов) находятся по формуле (24) а координаты центра цеха по формуле (26).
Результаты расчета сведены в таблицу 3 и отображены на рисунке 1.
Рисунок 1. План цеха №9.
-центр нагрузки цеха.
Результаты расчетов по предприятию сведены в таблицу 4.
Место положения главной понизительной подстанции выбрано с координатами Х0 У0 исходя из следующих условий:
-центра электрических нагрузок;
-площади необходимой для размещения главной понизительной подстанции;
-наличия коридоров для прокладки воздушных и кабельных линии с учетом охранной зоны.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия.
Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависят: от величены нагрузки трансформаторной подстанции их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и так далее. При одной и тоже равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.
Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора цеховой трансформаторной подстанции и плотностью () электрической нагрузки цеха полученной на основе технико-экономических расчетов.
где - расчетная электрическая нагрузка цеха;
Мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции корректируется в зависимости от величены расчетной нагрузки цеха а так же ее категории числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.
Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:
где - расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей кВт;
- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;
- выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций .
Принимается ближайшее целое число трансформаторов.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Одно-трансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 и иногда 2 категории. Двух трансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий. Наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 04 кВ.
где - число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-номинальная мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.
Величина является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.
где - расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции .
При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяется так:
Трансформаторные подстанции используют внутрицеховые встроенные. Располагаю их как можно ближе к центру электрических нагрузок так как это наиболее экономично с точки зрения расхода проводникового материала. Для данного предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 400 1000 2000 . Выбор типа зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным так же является объединение нагрузок и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции установив лишь низковольтные распределительные пункты. Данное решение зависит от величины нагрузки расстояния до соседней трансформаторной подстанции стоимости электроэнергии и т.д. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна если выполняется соотношение:
где - полная расчетная нагрузка цеха кВА;
-расстояние от низковольтного распределительного пункта до соседней трансформаторной подстанции м.
Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 5. Местоположение цеховых трансформаторных подстанций указаны на генеральном плане предприятия рисунок 2.
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:
где - число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;
- паспортные данные трансформаторов.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия.
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения на них расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину рационального напряжения которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:
где - длина питающей линии главной понизительной подстанции км;
-расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения 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;
КОМ=09 – коэффициент одновременности максимумов.
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.
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 ();
- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции квар.
Результаты расчетов сведены в таблицу 6.
Cравнение вариантов целесообразного напряжения. ТАБЛИЦА 6
Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:
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 07.
Схемы внешнего электроснабжения на 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3 и 4.
ЭНЕРГОСИСТЕМА 35 кВ
ЭНЕРГОСИСТЕМА 110 кВ.
ВМТ-110Б-201000 УХЛ1
ОПН-110 У1 ОПН-110 У1
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия.
Потери мощности в силовых трансформаторах:
Потери электрической энергии в трансформаторах:
где - Тг=6400 часов – годовое число часов работы предприятия;
Тм – годовое число часов использования 30 минутного максимума активной нагрузки Тм=4355 часов (Л1. Таблица 2.3).
Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток 1 цепи линии:
Ток в послеаварийном режиме:
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока :
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-9516 IДОП=330А r0=0306 омкм х0=0397 омкм.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию.
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 5.
SС=680 МВ А SБ=1000 МВ А UБ=37 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
Рисунок 5: Исходная схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где =172- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Апериодическая составляющая:
Определим ток короткого замыкания в точке К2:
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе в главную понизительную подстанцию.
где - время срабатывания защиты;
-собственное время отключения (с приводом) выключателя.
Устанавливаем выключатель типа: ВМКЭ-35Б-161000 У1
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 7.
Аппаратура 35 кВ. ТАБЛИЦА 7
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .
Потери электроэнергии:
Нагрузка в начале линии электропередач:
Расчетный ток одной цепи линии:
Послеаварийный ток в линии:
Сечение проводов по экономической плотности тока:
Минимальное сечение по короне для 110кв: 70. Устанавливаем провод АС-7011 с паспортными данными: . Проверка по нагреву 265 А > 1354 А.
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
Определим ток короткого замыкания в точке К1:
Устанавливаем выключатель типа ВМТ-110Б-201000 УХЛ1.
Расчетное время отключения:
Результаты выбора аппаратов сведены в таблицу 8.
Аппаратура 110 кВ. ТАБЛИЦА 8
В нейтрал силового трансформатора включаем ОПН-35У1 ЗОН-110 ( ).
2 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: =0213 – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен=012 отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по ;
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 35110 кВ сведены в таблицы 910.
Экономические показатели варианта 35 кВ. ТАБЛИЦА 9
Наименование оборудования
Экономические показатели варианта 110 кВ. ТАБЛИЦА 10
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где - удельная стоимость потерь электроэнергии;
-основная ставка тарифа;
-стоимость 1 электроэнергии;
- поправочный коэффициент для 110 кВ.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 11.
Сравнение экономических показателей. ТАБЛИЦА 11
В результате расчетов принимаем вариант с Uном=110 кВ. так как его экономические показатели (приведенные затраты) не превышают 15% от уровня приведенных затрат варианта с Uном=35 кВ. .
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения предприятия.
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от главной понизительной подстанции кабельные линии вводные коммутационные аппараты цеховых трансформаторных подстанции трансформаторы цеховых подстанций.
где: =0193 – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен=012 отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по ;
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 12 сведены в таблицы 1213. Варианты схем внутреннего электроснабжения показаны на рисунке 6
Экономические показатели варианта 1. ТАБЛИЦА 12
Экономические показатели варианта 2. ТАБЛИЦА 13
- поправочный коэффициент для 10 кВ.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 14.
Сравнение экономических показателей. ТАБЛИЦА 14
Из результатов расчета видно что наиболее экономичным вариантом схемы электроснабжения является вариант с высоковольтным распределительным пунктом на напряжение 10 кВ (вариант 1) т.к. экономические показатели (приведенные затраты) данного варианта минимальны.
Выбор величены напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий.
1 Выбор величены 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 число 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 7.
3 Конструктивное выполнение электрической сети.
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величены электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААШвУ так как отсутствуют блуждающие токи в грунте предприятия. В местах пересечения с дорогой кабели прокладываем в блоках.
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 15.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей ;
- поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель ;
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где - коэффициент перегрузки .
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где - расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля .
Расчет токов короткого замыкания.
Мощность короткого замыкания в месте присоединения питающей главную понизительную подстанцию линии значительно больше мощности потребляемой предприятием поэтому допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы во времени принять:
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная схема на которой источники питания токов короткого замыкания. Схема замещения приведена на рисунке 8.
Рисунок 8. Схема замещения сети.
При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Этот режим когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ. то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.
Определим токи короткого замыкания в точках К1 и К2:
принимаем: SБ=1000 UБ=115 кВ.
Сопротивление линий:
Ток короткого замыкания в точке К1:
Ток короткого замыкания в точке К2:
Ударный ток короткого замыкания в точке К2:
Рисунок 9. Преобразование схемы замещения сети.
Расчет токов короткого замыкания в точке К3:
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
Определяем индуктивные сопротивления кабельных линий питающих высоковольтные распределительные пункты:
Определяем индуктивные сопротивления кабельных линий питающих синхронные электродвигатели:
Определяем индуктивные сопротивления синхронных электродвигателей:
Преобразуя схему получаем:
Базисный ток в точке К3:
Используем для расчета тока короткого замыкания метод типовых кривых. Для нахождения сверхпереходного тока во все синхронные двигатели вводим:
Для того чтобы воспользоваться типовыми кривыми определим удаленность источника от точки короткого замыкания.
Все результаты расчетов приведены в таблице 16.
Относит. значение I*nt
Абсол. значение Int кА
Ударный ток в точке К3:
Расчет тока короткого замыкания в точке К4 (на выводах трансформаторов трансформаторных подстанций).
Рисунок 10. Преобразование схемы замещения сети для расчета тока короткого замыкания в точке К4.
Сопротивление кабельной линии:
Сопротивление трансформатора ТП 2:
Ток короткого замыкания в точке К4:
Ударный ток в точке К4:
Все результаты расчетов приведены в таблице 17.
Мощность и токи коротких замыканий ТАБЛИЦА 17
Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия.
1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции.
Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи системы связи телемеханики система охлаждения трансформаторов аварийное освещение система пожаротушения освещение подстанции обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.
Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:
Принимаем к установке ТМ-10010 который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители так как .
Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-8-20 УЗ.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции выключателей трансформаторов тока напряжения.
Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным из шкафов серии КМ-1Ф-10-20 УЗ (IНОМ=1600А). Выбор выключателей установленных на вводе в комплектные распределительные устройства представлен в таблице 18 [Л4].
Проверка выключателей 10 кВ. ТАБЛИЦА 18
I2терм.tтерм=1200 кА2с
В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 19 [Л4]. Перечень необходимых приборов установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции приведен на рисунке 10 [Л6].
Нагрузка трансформаторов тока ТАБЛИЦА 19
I2терм.tтерм=297675 кА2с
Рисунок 10. Схема вторичных токовых цепей трансформаторов тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов (табл. 20 [Л6]). Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл.20).
Нагрузка трансформаторов тока ТАБЛИЦА 20
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов:
где Ом.– номинальная нагрузка трансформаторов тока;
Ом.- переходное сопротивление контактов.
Сечение соединительных проводов:
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для медных проводов 25 поэтому принимаем контрольный кабель с жилами 25 .
Схема включения приборов выбранных на секционных выключателях распределительных устройств 10 кВ. главной понизительной подстанции представлена на рисунке 11.
Рисунок 11. Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ.
Амперметр типа Э-335 с нагрузкой на каждую фазу по 05 .
Устанавливаем контрольный кабель типа с жилами сечением по 25 .
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ.06-10У3 с паспортными данными: UНОМ=10 кВ. S2НОМ=225 работающим в классе точности 05 . К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [Л6]. Подсчет вторичной нагрузки приведен таблице 21.
Нагрузка трансформаторов напряжения ТАБЛИЦА 21
Выбираем три трансформатора напряжения ЗНОЛ.06-10У3 соединенных по три в две звезды. В классе точности 05 трансформатор будет выдавать:
т.е. выбранный трансформатор будет работать в заданном классе точности.
Для трансформаторов напряжения при соединении их с приборами используют контрольный кабель с медными жилами КРВГ S=25 мм2 - исходя из условия по механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.
3 Выбор токопровода соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ.
В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [Л4] каталожные данные которого =10 .
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ. схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока.
Результаты расчетов сведены в таблицу 22.
Выключатели 10 кВ. ТАБЛИЦА 22
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 от главной понизительной подстанции до высоковольтных распределительных пунктов от высоковольтных распределительных пунктов до трансформаторных подстанций от высоковольтных распределительных пунктов до синхронных электродвигателей. Имеем:
- время срабатывания релейной защиты трансформаторных подстанций;
- время срабатывания релейной защиты синхронных электродвигателей;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
Проверка на термическую стойкость кабелей. ТАБЛИЦА 23
5Выбор 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 24. Выбор аппаратов производится по справочнику [Л1].
Выключатели нагрузки и предохранители. ТАБЛИЦА 24
ПКТ.102-10-315-315 У3
ПКТ.103-10-50-315 У3
На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к установке распределительное устройство типа КМ-1Ф.
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 25 [Л2].
Автоматические выключатели ТАБЛИЦА 25
ВА53-43 Iн=2500 А Iо=36 кА
ЭО40В Iн=5000 А Iо=70 кА
ВА53-41 Iн=1000 А Iо=25 кА
ВА53-39 Iн=630 А Iо=25 кА
Компенсация реактивной мощности.
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТДН-1600011010 мощностью по 16 МВА каждый. Распределительное устройство напряжением 10 кВ главной понизительной подстанции имеет две системы сборных шин. Расчет ведется для одной сборной шины. Потери реактивной мощности в одном трансформаторе . В схеме имеется пять высоковольтных распределительных пункта РП1-РП5. Т.к. на РП2 отсутствуют источники реактивной мощности то трансформаторная подстанция подключается на сборные шины ГПП. В таблице 26 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 12.
Сопротивление трансформатора:
Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям ТАБЛИЦА 26
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 27.
где Д1 Д2 - параметры характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.
Данные по синхронным двигателям ТАБЛИЦА 27
Примем что все синхронные двигатели имеют загрузку по активной мощности bСД=09 тогда они могут дополнительно генерировать определенную реактивную мощность сверх номинальной при номинальном напряжении питания и номинальном токе возбуждения. Это мощность – располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей.
Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется так:
где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной принимаем ; .
Для других двигателей результаты расчетов представлены в таблице 28.
Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной:
Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:
а) для низковольтных блоков конденсаторов 04 кВ.:
б) для высоковольтных блоков конденсаторов 10 кВ.:
в) для синхронных двигателей:
где: - коэффициент отчислений;
- удельные мощности батарей конденсаторов;
- удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.
Определим эквивалентные активные сопротивления двигателей:
Результаты расчета по синхронным двигателям Таблица 28
Для определения оптимальной реактивной мощности генерируемой низковольтными конденсаторными батареями находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.
Для ТП9 ТП10 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 12.1.
Рисунок 12.1 Схема замещения линий ТП9 и ТП10.
Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу29.
Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей подключенных к шинам трансформаторных подстанций определим в предположении что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи. ( Примем коэффициент Логранжа ).
Результаты расчетов сносим в таблицу 29.
Компенсирующие устройства ТАБЛИЦА 29
Тип принятой стационарной
Конденсаторной батареи.
*УКЛН-038-600-150 У3
*УКЛН-038-300-150 У3
Определяем реактивную мощность источников подключенных к сборным шинам РП.
где: - затраты на генерацию реактивной мощности синхронными двигателями;
- удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной мощности;
- эквивалентные сопротивления синхронных двигателей.
Уточним величину реактивной мощности потребляемую сборными шинами РП:
где: - реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 04 кВ;
- потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах;
Определяем мощность высоковольтной батареи подключенной к сборным шинам РП:
где: - реактивная мощность генерируемая синхронными двигателями;
- реактивная мощность генерируемая низковольтными батареями конденсаторов.
Результаты расчетов по высоковольтным распределительным пунктам представлены в таблице 30.
Результаты расчета по РП Таблица 30
Т.к. в результате расчетов оказалось что QСОQCO.MIN то установка высоковольтной батареи конденсаторов на сборных шинах высоковольтного распределительного пункта нецелесообразна. Компенсация реактивной мощности на высоковольтных распределительных пунктах производится за счет синхронных двигателей которые подключены к этим распределительным пунктам. Поэтому определяем мощность высоковольтной батареи конденсаторов подключенной к сборным шинам ГПП 10 кВ.
Определим оптимальные значения реактивных мощностей высоковольтных конденсаторных батарей подключенных к сборным шинам ГПП 10 кВ.
Принимаем экономически целесообразную реактивную мощность которое предприятие потребляет от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок предприятия приходящуюся на одну секцию сборных шин ГПП:
Значит необходима установка высоковольтных конденсаторных батарей на сборные шины ГПП 10 кВ.
Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ. главной понизительной подстанции проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.
Получили что Qp=Qг и означает что расчет верен. Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:
Расчет показателей качества электроэнергии.
Так как имеются потребители ухудшающие качество электрической энергии произведем расчет для определения соответствия потребляемой энергии ГОСТу.
На дугосталеплавильную печь ДСП-3М2 выбираем печной трансформатор типа: ЭТМПК-320010-72У3. 16 ст. 220.
Согласно исходным данным: ; ; n=1. Расчетная схема приведена на рисунке 13.
Определяем сопротивление кабельной линии высоковольтного распределительного пункта РП2:
Определяем сопротивление кабельной линии цеховой трансформаторной подстанции ТП3:
Определяем сопротивление цеховой трансформаторных подстанций ТП3:
Определяем суммарное эквивалентное сопротивление трансформаторных подстанций:
где - сопротивление трансформаторных подстанций присоединенных к сборным шинам 10 кВ;
Размах колебаний напряжения:
Полученный параметр согласно ГОСТ 13109-97 в норме.
Коэффициент не синусоидальности:
где - коэффициент токораспределения.
Результаты расчета по высшим гармоникам сведены в таблицу 31.
Коэффициент не синусоидальности ТАБЛИЦА 31
Коэффициент не симметрии
Для определения используем уравнения связывающие мощности “мертвой” [Р`] и “дикой” [Р” ] фазы:
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.

Содержание (Лист 2)..cdw

Компенсация реактивной мощности 60
Расчет показателей качества электроэнергии 68
Защита трансформаторов на главной понизительной подстанции 72
1. Дифференциальная защита трансформаторов 73
2. Максимальная токовая защита 75
3. Газовая защита 77
4. Защита от перегруза 77
Безопасность жизнедеятельности 79
2. Электробезопасность 80
3. Расчет защитного заземления главной понизительной подстанции №4 83
4. Освещение ОРУ 110 кВ 85
5. Пожарная безопасность 85
Экономическая часть 87
1. Система целей энергетического хозяйства предприятия 87
1.1. Построение дерева целей 87
1.2. Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства 88
1.3. Анализ поля сил 88
2. Определение типов организационной культуры
структуры и правовой
формы предприятия и его энергохозяйства 89
2.1. Организационная культура 89
2.2. Организационная структура предприятия 89
3. Планирование на предприятии. План график Ганта по реализации целей 91
4. Планирование труда и заработной платы 92
4.1. Планирование использования рабочего времени 92
4.2. Планирование численности рабочих 93
4.3. Планирование численности персонала управления 94
4.4. Планирование фонда заработной платы рабочих 95
4.5. Планирование фонда заработной платы персонала управления 96
4.6. Планирование производительности труда 96
5. Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание 97
6. Планирование сметы текущих затрат на электрическое обслуживание 98
7. Основные показатели энергохозяйства 99
Система частотного пуска синхронных двигателей (специальный вопрос) 100
1. Негативные последствия прямого пуска синхронных двигателей 100
2. Расчет провала напряжения при прямом пуске синхронного двигателя
3. Частотный пуск синхронного двигателя 101