Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением свыше 1кВ

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    284,43 Кб
  • Опубликовано:
    2012-04-15
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением свыше 1кВ

Содержание

Введение

1. Краткое описание технологического процесса

2. Характеристика проектируемого цеха и потребителей электроэнергии предприятия

3. Выбор электродвигателей, их коммутационных и защитных аппаратов

3.1 Выбор электродвигателей производственных механизмов

3.2 Выбор магнитных пускателей и тепловых реле для двигателей станков

3.3 Выбор плавких предохранителей

4. Определение электрических нагрузок

5. Выбор схемы и расчет внутрицеховой электрической сети

6. Светотехнический расчет участка цеха

7. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности

8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

9. Разработка схемы электроснабжения предприятия на и расчет распределительной сети напряжением выше 1кВ

11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов РП и тп

12. Расчет электрической сети освещения

13. Релейная защита и автоматика

13.1 Выбор устройств релейной защиты и автоматики элементов электроснабжения завода

13.2 Определение параметров срабатывания устройств РЗиА элементов электроснабжения завода

13.2.1 Расчет уставок МТЗ и АВР секционного выключателя

14. Электрические измерения, учет и экономия электроэнергии

15. Технико-экономические расчеты

16. Охрана труда

16.1 Характеристика условий труда механосборочного цеха

16.2 Меры безопасности при эксплуатации оборудования механосборочного цеха

16.3 Расчет зануления

17. Конструкция и технические характеристики трансформаторов ТМГ

17.1 Трансформаторы ТМГ 11, ТМГ 13, ТМГМШ

17.2 Трансформаторы серии ТМГСУ

17.3 Преимущества трансформаторов серии ТМГСУ

17.4 Преимущества трансформаторов типа ТМГ

Литература

Введение

Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения завода по производству трансформаторов. Основной продукцией данного завода являются трансформаторы серии ТМГ мощностью 400-2500 кВ·А. Эти трансформаторы используются для преобразования электрической энергии напряжением 10 кВ в электрическую энергию напряжением 0,4 кВ. Трансформаторы используются, как правило, для установки в комплектных трансформаторных подстанциях (КТП) для электроснабжения промышленных предприятий.

Системы электроснабжения промышленных предприятий, представляющие собой совокупность электроустановок, предназначены для обеспечения электроэнергией промышленных потребителей. Они оказывают значительное влияние на работу разнообразных электроприёмников и на производственный процесс в целом.

В данном проекте рассмотрены вопросы определения электрических нагрузок, произведен выбор трансформаторов и расчет реактивной мощности цехов. Была разработана схема электроснабжения завода выше 1кВ, а также уделено внимание вопросам электрических измерений и учета электроэнергии, приведено технико-экономическое обоснование выбранного варианта схемы электроснабжения, освещены вопросы охраны труда и релейной защиты.

При разработке системы электроснабжения применены типовые решения с использованием серийно выпускаемого комплектного оборудования, а так же с использованием современной вычислительной техники. Приведенные в проекте расчеты и графическая часть базируются на действующей нормативной и справочной информации и литературе.

электроснабжение электрическая сеть релейный

1. Краткое описание технологического процесса


Завод по выпуску трансформаторов, электроснабжение которого рассматривается в данном дипломном проекте, производит трансформаторы серии ТМГ мощностью от 400 до 2500 кВА.

Трансформаторы изготавливаются замкнутым циклом в специальном производственном корпусе.

Изготовление трансформаторов производится в едином технологическом потоке.

По характеру выполняемых операций, по взаимной их связи основной технологический процесс можно разделить на следующие стадии:

1)      Изготовление металлоконструкций трансформаторов;

2)      Изготовление активной части трансформаторов;

3)      Общая сборка трансформаторов, испытания и сдача на склад для отгрузки потребителю.

Технологический процесс осуществляется в следующих цехах: заготовительный, цех металлоконструкций, окрасочный, механосборочный.

Согласно заказу, по чертежам и технологической карте происходит изготовление отдельных деталей.

Технологическая документация предписывает необходимое количество материала для изготовления трансформатора. Согласно объёму заказа, на склады доставляется необходимое количество материала (сталь трансформаторная, металл, алюминий, медь, картон, гетинакс, текстолит, пластмасса, бумага, трансформаторное масло).

Со склада необходимое количество металла по профилям, маркам и сортименту подается в заготовительный цех для раскроя, где нарезаются необходимые заготовки, которые затем подаются в цех металлоконструкций на участок штамповки. С участка штамповки детали подаются на сварочный участок.

Технологическим процессом на сварочном участке предусмотрены две поточные линии: изготовления баков и изготовления маслорасширителей. Сварные швы испытываются сжатым воздухом.

В механическом цехе производится токарная обработка, фрезеровка, нарезание резьбы и шлифование заготовок.

После механической обработки детали идут на сборку или на дальнейшую обработку в окрасочном цехе.

Готовые узлы и детали подаются в окрасочный цех на линию порошковой окраски. После этого проходят сушку в проходных печах.

Окрашенные детали и узлы подаются в механосборочный цех на сборочный конвейер.

Для механизации работ на конвейере используется пневматический инструмент.

На обмоточном участке обмотки ВН и НН наматываются на намоточных станках. Снятые с оправки готовые обмотки рабочий укладывает на ленточный транспортер, который подает их на площадку складирования, где происходит проверка сопротивления обмоток.

Годные обмотки подаются на сборку.

Сборка трансформаторов производится на поточно-механизированной линии, состоящей из конвейеров сборки активной части трансформатора без расшихтовки и вторичной зашихтовки ярма магнитопровода, выкладки и пайки схемы, окончательной сборки и испытания трансформаторов.

Активная часть трансформатора подаётся на сушку в аэродинамических печах до устойчивого значения сопротивления изоляции.

Высушенная активная часть подаётся в механосборочный цех на конвейер окончательной сборки.

Активная часть опускается в бак, на который устанавливается крышка, расширитель, изоляторы и т.д.

Бак заливается маслом. Перед заливкой в бак масло подвергают сушке, очистке и дегазации, чтобы удалить из него влагу и примеси. Для этой цели масло пропускают через центрифугу и фильтр-прессы. Очищенное масло поступает в баки для хранения, а затем насосом подаётся в расходную ёмкость, расположенную в механосборочном цехе, из которой производят заливку трансформаторов. Бак испытывается на герметичность уплотнений давлением и подается на испытательную станцию.

При прохождении последовательно через ячейки испытательной станции трансформатор испытывается и подаётся на склад готовой продукции. Со склада продукция передаётся заказчику.

Схема технологического процесса изображена на рис.1.1.

Рис.1.1 Схема технологического процесса

2. Характеристика проектируемого цеха и потребителей электроэнергии предприятия


Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Систематизацию потребителей электроэнергии осуществляют обычно по следующим основным эксплуатационно-техническим признакам:

1)   производственному назначению;

2)   производственным связям;

3)   режимам работы;

4)   мощности и напряжению;

5)   роду тока;

6)   территориальному размещению;

7)   требованиям к надежности электроснабжения;

8)   стабильности расположения электроприемников.

При проектировании электроснабжения предприятия достаточно систематизировать потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения, режимам работы, мощности и напряжению, роду тока, используя остальные признаки как вспомогательные.

По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ предприятие относится ко II категории, к которой относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта. Однако, на предприятии имеются потребители I категории (окрасочный участок, цех очистки масла).

По режимам работы приемники электроэнергии могут быть разделены на следующие группы:

1)   продолжительный;

2)   кратковременный;

3)   повторно-кратковременный.

На проектируемом заводе имеются электроприемники всех трех групп. Кроме разделения потребителей по режимам работы следует учитывать также несимметричность нагрузки, т.к. на предприятии кроме электродвигателей имеются электрическое освещение, однофазные сварочные трансформаторы и т.п.

По мощности, в зависимости от суммарной мощности электроприемников, применяется следующая условная градация промышленных предприятий:

1)   большие - с установленной мощностью 75 МВт и более;

2) средние - с установленной мощностью от 5 до 75 МВт;

) малые - с установленной мощностью до 5 МВт.

Проектируемое предприятие можно отнести к средним, поскольку его установленная мощность порядка 5-6 МВт.

По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ проектируемый механосборочный цех относится ко II категории, т.к. при перерыве в электроснабжении оборудования, установленного в цехе, происходит массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и станков. Станки, установленные в цехе, работают в продолжительном режиме работы. Мостовые краны имеют повторно-кратковременный характер работы. Производственное оборудование работает на номинальном напряжении 380 В. Освещение имеет номинальное напряжение 220 В и 380 В. Двигатели производственных механизмов и станков работают на переменном токе промышленной частоты. По мощности, в зависимости от суммарной установленной мощности электроприемников цеха равной 353 кВт, его можно отнести к малым.

3. Выбор электродвигателей, их коммутационных и защитных аппаратов


3.1 Выбор электродвигателей производственных механизмов


Основной группой электроприёмников, составляющих суммарную нагрузку механосборочного цеха, являются электродвигатели производственных механизмов.

Произведем выбор электродвигателей для всего электрооборудования цеха по [1,c.7], используя условие (1.1)

, (3.1)

где Рндв - номинальная мощность электродвигателя данного производственного станка, кВт;

Рмех - заданная по проекту механическая мощность производственного станка, кВт.

Для всего технологического электрооборудования принимаем электродвигатели марки АИР по [1, П1.1].

Таблица 3.1

Результаты выбора электродвигателей

Позиция

Наименование

Мех. мощн., кВт

Nдв

Эл. мощн., кВт

1

2

3

4

5

1

Токарно-винторезный станок

12,5

1

15

2

Токарно-винторезный станок

7,2

1

7,5

3-4

Горизонтально-фрезерный станок

8,8

2

4+5,5

5

Горизонтально-фрезерный станок

6,2

2

4+2,2

6

Точильно-шлифовальный станок

1

1

1,1

7

Станок для сверления

2

1

2,2

8-12

Вертикально-сверлильный станок

1,9

1

2,2

13-16

Автомат токарный

12,5

1

15

17-20

Автомат токарный прутковый

16,2

1

18,5

21-22

Точильно-шлифовальный станок

2,8

1

3

23

Токарно-револьверный станок

13

2

7,5+5,5

24-26

Токарно-револьверный автомат

3,4

2

2,2+2,2

27

Токарно-револьверный автомат

14,2

2

11+4

28,30-32,35

Токарно-револьверный станок

3

2

1,5+1,5

29

Токарно-револьверный автомат

3,4

2

2,2+1,5

33

Поперечный токарный автомат

3

1

3

34,36

Токарно-револьверный станок

6,2

2

4+2,2

37-40,52-55,59

Намоточный станок

1,3

1

1,5

41-44,48,49,51,56-58,60

Намоточный станок

2,8

1

3

45-47

Станок тороидальной намотки

1

1

1,1

50

Намоточный станок

0,15

1

0,55

61

Кран-балка

25

3

11+7,5+7,5


3.2 Выбор магнитных пускателей и тепловых реле для двигателей станков


Определяем номинальный ток трёхфазного электродвигателя по выражению (3.2):

, (3.2)

где Рном. i - номинальная мощность i-го двигателя, кВт; Uном - номинальное линейное напряжение сети, кВ; cosφi - номинальный коэффициент мощности i-го двигателя; ηном. i - номинальный коэффициент полезного действия i-го двигателя. Определяем пусковой ток двигателя:

, (3.3)

где kпуск. i - кратность пускового тока двигателя.

Произведём расчёт номинального тока трёхфазного электродвигателя на примере токарно-винторезного станка.


По (3.3) определим пусковой ток двигателя фрезерного станка


Выбор магнитных пускателей производим по условию:

. (3.4)

Согласно (3.4) выберем магнитный пускатель для двигателя токарно-винторезного станка.

А.

Выбираем реверсивный магнитный пускатель типа ПМЛ 450004 из [1, П2.1] c Iном. п = 63 А и защитой IP 00.

Подберем тепловое реле:

; (3.5)

 (3.6)

Выбираем тепловое реле РТЛ 205704,

.

Аналогично расчёт магнитных пускателей и тепловых реле производится для всех остальных электродвигателей технологического оборудования.

3.3 Выбор плавких предохранителей


Методика выбора плавких предохранителей описана в [1, c.8].

Выбор осуществляется по трем условиям:

1)  (3.7)

)  (3.8)

где α-коэффициент, учитывающий условия пуска электроприемника (α=2,5-легкие условия пуска, α=1,6-тяжелые условия пуска).

) Обеспечение условия селективности: предохранитель, который стоит в схеме "выше" должен иметь плавкую вставку на 1-2 ступени больше, чем стоящий "ниже". Для выбора магистрального предохранителя необходимо произвести электрический расчет нагрузок.

Выберем предохранитель для двигателя токарно-винторезного станка.


Выбираем предохранитель ППН 33 (0),

=125 A.

Таблица 3.2

Результаты выбора защитных и коммутационных аппаратов двигателей

Позиция

Iн, А

Пускатель

Iнп, А

Тепл. реле

Iнтр, А

Iтэ, А

Iп/α, А

Предохр.

Iнпв, А

1

40,54

ПМЛ 450004

63

РТЛ 205704

80

44

113,52

ППН 33 (0)

125

2

20,98

ПМЛ 350004

40

РТЛ 102104

80

21,5

62,94

ППН 33 (0)

63

3-4

11,46

ПМЛ 250104

25

РТЛ 101604

25

12

32,08

ППН 33 (0)

40


15,04

ПМЛ 250104

25

РТЛ 102104

25

16

42,10

ППН 33 (0)

50

5

11,46

ПМЛ 250104

25

РТЛ 101604

25

12

32,08

ППН 33 (0)

40


6,38

ПМЛ 150104

25

РТЛ102004

25

16

42,10

ППН 33 (0)

25

6

3,02

ПМЛ 110004

10

РТЛ 100804

25

3,2

6,63

ППН 33 (0)

8

7

6,96

ПМЛ 110004

10

РТЛ102004

25

6,8

18,09

ППН 33 (0)

25

8-12

6,96

ПМЛ 110004

10

РТЛ102004

25

6,8

18,09

ППН 33 (0)

25

13-16

41,94

63

РТЛ 205704

80

44

117,44

ППН 33 (0)

125

17-20

52,64

ПМЛ 450004

63

РТЛ 205904

80

52

147,38

ППН 33 (0)

160

21

8,03

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101404

25

8,5

22,47

ППН 33 (0)

25

22

9,15

ПМЛ 150104

10

РТЛ 101404

25

8,5

25,63

ППН 33 (0)

32

23

21,70

ПМЛ 250104

25

РТЛ 102104

80

21,5

65,11

ППН 33 (0)

80


15,55

ПМЛ 250104

25

РТЛ 102104

25

16

43,55

ППН 33 (0)

50

24-26

6,96

ПМЛ 150104

10

РТЛ10204

25

6,8

18,09

ППН 33 (0)

25


6,96

ПМЛ 150104

10

РТЛ10204

25

6,8

18,09

ППН 33 (0)

25

27

32,59

ПМЛ 350004

40

РТЛ 205504

80

35

97,77

ППН 33 (0)

100


12,50

ПМЛ 250104

25

РТЛ 101604

25

12

34,99

ППН 33 (0)

40

28,30-32,35

4,74

ПМЛ 150104

10

РТЛ 101004

25

5

10,43

ППН 33 (0)

12


4,74

ПМЛ 150104

10

РТЛ 101004

25

5

10,43

ППН 33 (0)

12

29

6,96

ПМЛ 150104

10

РТЛ10204

25

6,8

18,09

ППН 33 (0)

25


4,74

ПМЛ 150104

10

РТЛ 101004

25

5

10,43

ППН 33 (0)

12

33

8,70

ПМЛ 150104

10

РТЛ 101404

25

8,5

24,35

ППН 33 (0)

25

34,36

11,65

ПМЛ 250104

25

РТЛ 101604

25

12

32,62

ППН 33 (0)

40


6,48

ПМЛ 150104

10

РТЛ10204

25

6,8

16,86

ППН 33 (0)

25

37-40,52-55,59

4,35

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101004

25

5

9,56

ППН 33 (0)

12

41-44,48,49,51,56-58,60

8,70

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101404

25

8,5

24,35

ППН 33 (0)

25

45-47

4,36

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101004

25

5

9,58

ППН 33 (0)

12

50

2,27

ПМЛ 110004

10

РТЛ 100704

25

2

4,54

ППН 33 (0)

6

61

36,50

ПМЛ 350004

40

РТЛ 205504

80

35

109,50

ППН 33 (0)

125


25,18

ПМЛ 350004

40

РТЛ 102104

80

21,5

75,53

ППН 33 (0)

80


25,18

ПМЛ 350004

40

РТЛ 102104

80

21,5

75,53

ППН 33 (0)

80



Для того, чтобы выбрать магистральный предохранитель для многодвигательных станков, нужно произвести расчет электрических нагрузок. Определяем силовые нагрузки по методу расчётной нагрузки. Исходной информацией для выполнения расчётов является перечень электроприёмников с указанием их номинальных мощностей, наименований механизмов или технологических установок. Для каждого электроприёмника электроэнергии по справочной литературе [1, П3.5] подбираются средние значения коэффициентов использования kи и активной мощности cosj. При наличии в справочных таблицах интервальных значений kи рекомендуется брать большее.

Если станок содержит два и более электродвигателей то расчетная нагрузка группы электроприёмников (n>1) определяется по выражению, кВт:

, (3.9)

где kр - коэффициент расчётной нагрузки, который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников группы nэ и группового коэффициента использования kи, причём при расчете распределительных шкафов, пунктов, шинопроводов, троллеев, и др. устройств, питающихся с помощью проводов и кабелей, значения Кр берутся из табл. П3.5.

Эффективное число электроприёмников вычисляем по формуле:

. (3.10)

Найденное значение nэ округляется до меньшего ближайшего целого числа. Если величина Рр окажется меньше номинальной мощности наиболее мощного электроприёмника группы pн. max, следует принимать Рр = pн. max.

Расчётная реактивная мощность нагрузки для питающих сетей до 1 кВ, выполненных проводами и кабелями, определяется по выражению для nэ ≤ 10, квар:

 (3.11)

где tgφ - среднее значение коэффициента реактивной мощности i-го электроприёмника. Если nэ ≥ 10, то расчётная реактивная мощность нагрузки для питающих сетей до 1 кВ, выполненных проводами и кабелями, определяется по выражению:

 (3.12)

Полная мощность расчётной нагрузки вычисляется по формуле, кВА:

 (3.13)

Расчетный ток нагрузки группы приёмников, А:

 (3.14)

Для примера рассчитаем электрическую нагрузку горизонтально-фрезерного станка (2):

.

nэ округляется до ближайшего меньшего целого числа, следовательно nэ = =1.

Коэффициент расчётной нагрузки по [1, П3.5], в зависимости от nэ = 1 и kи = 0,16, методом интерполяции равен Кр = 5,4.


Для выбора магистрального предохранителя мнгодвигательного станка рассчитаем пиковый ток:

; (3.15)


Выбираем предохранитель ППН 33 (0), Iнпв=63 А.

Таблица 3.3

Результаты выбора магистральных предохранителей

Поз.

Эл. мощн., кВт

Iн, А

Iп, А

nэфр

nэф

kiсрвз

kр'

Pр, кВт

Qр, квар

Iр, А

Iпик/α, А

Предохра-нитель

Iнпв, А

3-4

5,5

15,04

105,25

1,95

1

0,16

5,4

1,1

8,21

2,22

12,29

46,05

ППН 33 (0)

63


4

11,46

80, 19












5

4

11,46

80, 19

1,84

1

0,16

5,4

1,1

5,36

1,45

8,02

34,55

ППН 33 (0)

50


2,2

6,38

41,45












23

7,5

21,70

162,77

1,95

1

0,16

5,4

1,1

11,23

3, 20

16,88

70,47

ППН 33 (0)

100


5,5

15,55

108,88












24-26

2,2

6,96

45,21

2,00

2

0,2

3,39

1,1

2,98

1,47

4,81

19,45

ППН 33 (0)

32


2,2

6,96

45,21













2,2

6,96

45,21












27

32,59

244,41

1,64

1

0,16

5,4

1,1

12,96

3,94

19,57

103,51

ВА51Г-31 Iна=100А, Iнр=20А


4

12,50

87,48











28,30-32,35

1,5

4,74

26,09

2,00

2

0,16

4,25

1,1

2,04

0,80

3,17

11,40

ППН 33 (0)

16


1,5

4,74

26,09












29

2,2

6,96

45,21

1,93

1

0,2

4

1,1

2,96

1,24

4,64

19,38

ППН 33 (0)

32


1,5

4,74

26,09












34,36

4

11,65

81,55

1,84

1

0,16

5,4

1,1

5,36

1,49

8,04

35,09

ППН 33 (0)

50


2,2

6,48

42,15












61

11

36,50

273,74

2,90

2

0,35

2,2

1,1

14,25

12,32

27,22

115,27

ПН2 250

200


7,5

25,18

188,81













7,5

25,18

188,81












У станка №27 в качестве магистрального защитного устройства установлен автомат ВА51Г-31, т.к. для шинопровода ШРА4-250 максимально допустимый ток присоединения 100 А. То же самое относится к станкам № 1, 13-20. Для станков №1,13-16 к установке в ответвительной коробке принимаем автомат ВА51Г-31 с Iна=100 А, Iр=50А. Для станков №17-20 к установке в ответвительной коробке принимаем автомат ВА51Г-31 с Iна=100 А, Iр=63А. Условиями выбора автоматов по [1, c11] являются:

1)  (3.16)

)  (3.17)

План участка цеха с силовой распределительной сетью представлены на листах 2 и 3 графической части проекта.

4. Определение электрических нагрузок


Перед началом расчёта определяется конфигурация сети, определяется число и место установки распределительных шинопроводов, силовых сборок, силовых ящиков, распределительных шкафов, т.е. все электроприёмники распределяют между шинопроводами и шкафами, которые называются узлами питания. Разбиваем станки на группы. Данные по группам записываем в таблицу 4.1. К каждому узлу могут быть подключены электроприёмники с разными режимами работы, поэтому перед началом расчёта необходимо для электроприёмников, работающих в повторно-кратковременном режиме, привести паспортную мощность к ПВ=100%. Выполним расчёт нагрузки методом расчётной нагрузки для первой группы, получающей питание от распределительного шинопровода ШРА4-250. От данного шинопровода запитаны станки в количестве n=20 штук, количество двигателей n = 23 шт. Групповой средневзвешенный коэффициент использования вычисляется по формуле:

 (4.1)


Эффективное число электроприёмников вычисляем по формуле (3.10):


Определим коэффициент расчётной нагрузки, который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников группы nэ и группового коэффициента использования kи.

Расчетная активная мощность для группы электроприемников по формуле (3.9):


Расчётная реактивная мощность группы электроприемников для питающих сетей до 1 кВ, выполненных проводами и кабелями, определяется по выражению (3.11):

 

Полная мощность расчётной нагрузки вычисляется по формуле (3.13):


Расчетный ток нагрузки второй группы электроприёмников по (3.14):

,


Выбираем предохранитель ПН2-250/200.

Аналогичные расчёты производятся для остальных групп данного цеха и результаты сводятся в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчета нагрузок для силовых пунктов

Группа

Наименование

Позиции

kiсрвзв

nэ

kр

k’р

Pр, кВт

Qр, квар

Sр, кВ·А

Iр, А

Iпик/α, А

Предохрани-тель

А1

ЩО-70-1-17

-

0,22

36

1

1

78,24

117,82

141,44

204,14

 225,7

ВА52-39, Iнр=400А

А2

ШРА4-250

1-20

0,161

14

1,42

1

44,83

44,3

63,02

90,97

180,4

ПН2-250/200

А3

ШРА4-250

21-36

0,183

18

1,25

1

18,65

21,25

28,42

41,02

111,6

ПН2-250/160

А4

ШРА4-250

37-60

0,45

20

1

1

22,66

36,33

42,82

61,80

52,06

ППН 33 (0) /63

А5

ШМТ-АУ2

61

0,35

2

2,2

1,1

14,45

12,32

42,82

27,22

115,3

ППН 33 (0) /160


Исходя из расчетных токов и выбранным по ним предохранителям по [1, П 2.5] устанавливаем одну линейную панель ЩО-70-1-03.

Произведём расчёт нагрузки для цеха в целом. Расчёт выполняется также по методу расчётной нагрузки.

Сгруппировав технологическое электрооборудование по значениям коэффициентов использования kи, рассчитаем средневзвешенный Ки по формуле (4.1).

Определим эффективное число электроприёмников по (3.10):

Определим коэффициент расчётной нагрузки, который принимается в зависимости от эффективного числа электроприёмников группы nэ и группового коэффициента использования kи.

kр=1.

Согласно (3.9) активная расчетная нагрузка, кВт:

Расчётная реактивная мощность нагрузки для магистральных шинопроводов на шинах цеховых ТП, а также для цеха, корпуса и предприятия в целом, квар:

 (4.2)


По формуле (3.13) полная мощность расчётной нагрузки:

Расчётный ток по данному цеху по (3.14):

По расчетному току цеха можно выбрать вводную панель. По П 2.5 [1] выбираем панель ЩО-70-1-17. Эта панель комплектуется автоматом ВА52-39, Iнр= 400 А и рубильником ВР32.

5. Выбор схемы и расчет внутрицеховой электрической сети


Внутрицеховая электрическая сеть представлена питающей сетью, в виде кабеля идущего от трансформаторной подстанции до вводной панели и распределительной, а далее в виде шинопроводов, питающихся от линейной панели, к которым присоединяются электроприемники. Сеть прокладывается проводами АПВ и кабелями АВВГ по воздуху в трубах. Структуру схемы можно считать смешанной.

Выбор кабелей и проводов производим по допустимому нагреву длительными токами нагрузки.

Iдоп ³ , (5.1)

где kп - поправочный коэффициент, зависящий от температуры среды и способа прокладки кабелей, kп = 1.

Далее кабель проверяется по соответствию защитному аппарату.

Iдоп ³  (5.2)

где kз = 1, для автоматических выключателей;

kз = 0,33 для предохранителей.

Выбор сечения проводов осуществляется таким же образом, как и для кабелей, сеть выполняем пятипроводной. Проводами выполняется соединение станков с шинопроводами.

Выберем провод для 1-го станка, Рн=15 кВт, Iндв=40,54 А. По (5.1) и (5.2):

Iдоп ³ ;

Iдоп ³

По [1, П4.2] для треходножильных проводов при прокладке в одной трубе выбираем провод АПВ 5 (1×16), Iдоп=60 А. Для остального оборудования расчет производится аналогично.

Таблица 5.1

Результат выбора проводов и кабелей

Поз.

Наименование

Iн (Iр), А

Iз, А

kз·Iз, А

Марка провода

Сечение, мм2

Iдоп, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Токарно-винторезный станок

40,54

50

1,00

50

АПВ

5 (1х16)

60

2

Токарно-винторезный станок

20,98

63

0,33

20,79

АПВ

5 (1х3)

22

3-4

Горизонтально-фрезерный станок

12,29

63

0,33

20,79

АПВ

5 (1х2,5)

19










5

Горизонтально-фрезерный станок

8,02

50

0,33

16,5

АПВ

5 (1х2,5)

19










6

Точильно-шлифовальный станок

3,02

8

0,33

2,64

АПВ

5 (1х2,5)

19

7-12

Станок для сверления

6,96

25

0,33

8,25

АПВ

5 (1х2,5)

19

13-16

Автомат токарный

41,94

50

1,00

50

АПВ

5 (1х16)

60

17-20

Автомат токарный прутковый

52,64

63

1,00

63

АВВГ

3х25+2х16

80

21-22

Точильно-шлифовальный станок

8,03

25

0,33

8,25

АПВ

5 (1х2,5)

19

23

Токарно-револьверный станок

16,88

100

0,33

33

АПВ

5 (1х8)

40










24-25

Токарно-револьверный автомат

4,81

32

0,33

10,56

АПВ

5 (1х2,5)

19



















26

Токарно-револьверный станок

4,65

32

0,33

10,56

АПВ

5 (1х2,5)










27

Токарно-револьверный автомат

19,57

20

1,00

20

АПВ

5 (1х3)











28,30-32,35

Токарно-револьверный станок

3,17

16

0,33

5,28

АПВ

5 (1х2,5)

19










29

Токарно-револьверный автомат

4,64

32

0,33

10,56

АПВ

5 (1х2,5)

19



















33

Поперечный токарный автомат

8,70

25

0,33

8,25

АПВ

5 (1х2,5)

19

34,46

Токарно-револьверный станок!!

8,04

50

0,33

16,5

АПВ

5 (1х2,5)

19

48-49,51,56-58,60

Намоточный станок

10,43

32

0,33

10,56

АПВ

5 (1х2,5)

19

50

Намоточный станок

2,27

6

0,33

1,98

АПВ

5 (1х2,5)

19

52-55,59

Намоточный станок

5,22

12

0,33

3,96

АПВ

5 (1х2,5)

19

61

Кран-балка

27,22

200

0,33

66

КГ

3х16+2х10

60



















А2

ШРА4-250

90,97

250

0,33

82,5

АВВГ

3х50+2х25

110

А3

ШРА4-250

41,02

160

0,33

52,8

АВВГ

5х16

60

А4

ШРА4-250

61,8

80

0,33

26,4

АВВГ

3х25+2х16

75

А5

ШМТ-АУ2

27,22

315

0,33

103,95

АВВГ

3х50+2х25

110

А1

П37-94

204,14

400

0,33

132

АВВГ

3х150+2х95

235


Кабель от трансформаторной подстанции выбираем по расчетному току цеха при прокладке по воздуху. Iр=204,14 А, по [1, П4.3] выбираем кабель АВВГ-3×150+2×95.

Расчет уровня напряжения производим в процентах от номинального. В нормальном режиме допускается отклонение напряжения от номинального на зажимах электродвигателей в пределах от - 5% до + 5%.

Рис.5.1 Расчетная схема для определения падения напряжения для наиболее электрически отдаленного электроприемника

Определяем коэффициент мощности по цеху как средневзешенный по всему цеху по каждому двигателю:

Определяем потери напряжения в трансформаторе:

 (5.3)

где bТ - коэффициент загрузки трансформатора;

Uка - активная составляющая напряжения КЗ.

 (5.4)

Uкр - реактивная составляющая напряжения КЗ

 (5.5)

;


Определяем потерю напряжения в кабеле Л1, питающим цех:

 (5.6)

где r0,x0 - удельные активные и реактивные сопротивления кабеля по [1, П6.1].


Определяем потерю напряжения в кабеле, питающем шинопровод.

Определяем коэффициент мощности на панелях ЩО:


где r0,x0 - удельные активные и реактивные сопротивления кабеля по П6.1 [1].

.

Определяем потерю напряжения в шинопроводе.


где r0,x0 - удельные активные и реактивные сопротивления шинопровода по П2.12 [1].

.

Потерей напряжения в РП, а также падением напряжения проводе Л4, в виду его малости пренебрегаем. Тогда напряжение на зажимах равно:

 (5.7)

где Uхх - напряжение холостого хода трансформатора, %.


Напряжение на зажимах наиболее электрически удаленного электроприемника находится в допустимых пределах, значит конфигурация сети и сечения проводников выбраны правильно.

6. Светотехнический расчет участка цеха


Необходимо спроектировать освещение участка механосборочного цеха: строительная высота цеха - 8 м, условия среды - нормальные (IP20). По таблице П1.1, [2] для заданных условий применяются светильники РСП и ЛСП.

Светильники с лампами типа ДРЛ мощностью от 250 до 2000 Вт, имеющие КСС типа Д (модификации светильников РСП05, РСП08, РСП18) целесообразно применять в помещениях высотой до 6-12 метров.

Таблица 6.1

Тип выбранных светильников

Помещение

Механический участок

Участок намотки

Комната отдыха

Комната мастера

Тип светильника

РСП 05

РСП 05

 ЛСП 02

ЛСП 02


Расчётная высота подвеса светильников находится по формуле:

, (6.1)

где  - высота помещения, м;

 - высота рабочей поверхности над полом, м;

 - расстояние от точки крепления до светильника, м.

Из названных размеров  и  являются заданными, а  принимается в пределах от нуля (при установке на потолке) до 1,5 м.

При общем равномерном освещении отношение расстояний между соседними светильниками или рядами светильников  к высоте их установки  над освещаемой поверхностью рекомендуется выбирать в зависимости от типа кривой силы света светильников.

Для КСС типа Д примем по табл.7.1, [2]: . Тогда:

. (6.2)

Расстояние от крайних рядов светильников l до стен принимается в пределах 0,3…0,5 от , в зависимости от наличия вблизи стен рабочих мест:

. (6.3)

Число рядов светильников  определяется по формуле:

, (6.4)

где В - ширина помещения, м.

Число светильников в ряду  находится из выражения:

. (6.5)

Действительные расстояния между рядами светильников и лампами в ряду находятся по формулам:

; (6.6)

. (6.7)

Для прямоугольных помещений должно выполняться неравенство:

. (6.8)

Если , то необходимо уменьшить число светильников в ряду на 1 или увеличить число рядов на 1.

Если , то необходимо увеличить число светильников в ряду на 1 или уменьшить число рядов на 1.

При освещении, выполненном рядами люминесцентных светильников, для расчёта освещённости следует, исходя из требований строительной и технологической части проекта, задаться числом рядов светильников, а также типом и мощностью лампы, что определит её световой поток. Число требуемых светильников в ряду находят по выражению:

, (6.9)

где m - число ламп в светильнике;

R - число рядов.

Для производственного участка (механический вместе с участком намотки катушек, обмоток силовых трансформаторов):

м;

 м;

м;

;

;

м;

м;

.

Таблица 6.2

Результаты светотехнического расчета

Помещение

Производственный участок

Комната отдыха

Комната мастера





1

2

3

4

Длина А, м

54

6

6

Ширина В, м

18

6

3

Высота подвеса Нр, м

7

3

3

L, м

8,96

4,2

3,6

Площадь, м2

972,00

36,00

18,00

Расст. от стен до св-в l, м

3,04

1,47

1,5

Число рядов св-в R принятое

3

2

1

Число св-в в ряду N принятое

7

1

2

Продолжение табл.6.2

1

2

3

4

Расст. м-д св-ми в ряду Lа, м

7,98

-

1,11

Расст. м-д рядами св-в Lв, м

5,95

3,06

-

La/Lв

1,34

-

-

Общее число св-в, Nсв

21

2

2


Аварийное освещение реализуем с помощью ламп накаливания в производственном участке, которые будут расположены со светильниками рабочего освещения над основным проходом. Кроме того, над каждым выходом предусмотрим светильники с люминесцентными лампами типа "Выход", которые также запитаем от аварийного осветительного щитка, обеспечив, таким образом, постоянную их работу.

Далее произведем выбор мощности ламп рабочего и аварийного освещения. Метод коэффициента использования светового потока применяют для расчёта общего равномерного освещения помещений.

Световой поток одной лампы определяют по формуле

, (6.10)

где - нормируемая наименьшая освещенность, лк;

 - коэффициент запаса (в зависимости от загрязнения воздушной среды);

F - освещаемая площадь, м2;

z - отношение средней освещённости к минимальной (z=1,1…1,15);

N - количество светильников, шт;

 - коэффициент использования светового потока.

Коэффициент использования светового потока для каждого типа светильника определяют в зависимости от коэффициентов отражения потолка , стен , рабочей поверхности , а также в зависимости от индекса помещения.

Индекс помещения находят по формуле:

. (6.11)

По найденной величине светового потока Флр выбирают лампу ближайшей стандартной мощности, значение светового потока которой отличается от Флр не более чем на - 10…+20%.

Определим мощность ламп, установленных в производственном участке.

Для определения коэффициента использования светового потока определим первоначально индекс помещения:

.

Коэффициент использования светового потока  определяется по табл.8.1 [2] в зависимости от коэффициентов отражения (табл.8.2, [2]), индекса помещения и типа кривой силы света применяемого светильника. Для , КСС Д1 и коэффициентов отражения , , : коэффициент использования светового потока методом линейной интерполяции %.

Для данного помещения нормируемая освещённость лк, число светильников по результатам предыдущего пункта . Расчёт светового потока одной лампы проведём с учётом следующих коэффициентов: коэффициент запаса ; отношение средней освещённости к минимальной .

 лм.

По табл.5.6, [2] выбираем лампы ДРЛ700 (6) - 3 мощностью 700 Вт со световым потоком  лм и средней продолжительностью горения 20 тыс. часов.

Номинальный световой поток выбранных ламп отличается от требуемого по расчётам светового потока на Δ:

,

что укладывается в требуемый диапазон .

Таблица 6.3

Результаты выбора числа и мощности ламп рабочего освещения

Помещение

Производственный участок

Комната отдыха

Комната мастера

Тип КСС

Д1

Д1

Д1

Длина А, м

54

6

6

Ширина В, м

18

6

3

Eн, лк

300

150

300

Kз

1,4

1,4

1,4

Площадь F, м2

972,00

36,00

18,00

z

1,15

1,1

1,1

Нр, м

7

3

3

iп

1,93

1,00

0,67

ηоу

0,65

0,60

0,47

Число св-в N

21

2

2

Флр, лм

34394

3465

4423

40600

3200

4800

Δ,%

18,04

-7,65

8,51


Аварийное эвакуационное освещение, как правило, рассчитывается с помощью точечного метода. Выберем для проверки контрольную точку в ремонтном участке у главного выхода. В этой точке минимальная освещённость на полу должна составлять 0,5 лк. Т.к. задана нормируемая освещенность, то можно определить мощность лампы аварийного освещения исходя из светового потока.

 (6.12)

где Флр─ световой поток лампы аварийного освещения, лм;

─ коэффициент дополнительной освещённости, учитываемый освещённость неучтённых источников света (обычно принимается равным 1,1-1,2);

Ен - освещенность условного светильника с лампой, создающей световой поток 1000лм.

 (6.13)

где Iα - сила света условного светильника для угла α.

 (6.14)

где d - расстояние от расчетной точки до проекции оси симметрии светильника на плоскость, ей перпендикулярную.

Для точки на главном выходе:

 

лк;

 лм.

К установке примем ЛН типа БК215-225-75 мощностью 75 Вт и Ф=1030 лм и светильник НСП11-100-231.

Над основными выходами устанавливаем светильники "Выход" с энергосберегающими люминесцентными лампами ЛБ 18-1, питающихся от ЩАО.

7. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности


Определение силовых электрических нагрузок будем осуществлять методом расчетного коэффициента [1]. Для расчета силовой нагрузки предприятия по цехам будем использовать формулы (3.10) - (3.14) 3-го раздела дипломного проекта. Исключением является только то, что коэффициент расчетной нагрузки для активной и реактивной мощностей будем брать из таблицы П3.6 [1].

Расчетная нагрузка освещения отдельных помещений и зданий, для которых не ведется полный светотехнический расчет, может быть приближенно определена по выражению ([2], стр.155):

 (7.1)

где kс - коэффициент спроса на освещение; ру - удельная нагрузка на освещение, Вт/м2; F - площадь цеха, м2; n - количество этажей.

Так как ру дается в справочниках при освещенности 100 лк и к. п. д. светильника 100%, согласно формуле (12.5) [2] надо произвести пересчет по выражению:

 (7.2)

где Ен - нормируемая для помещения освещенность, лк; ηоу - к. п. д. светильника; kз - коэффициент запаса; kз. т - табличный коэффициент запаса.

Расчетная реактивная нагрузка освещения цеха определяется по выражению:

, (7.3)

где tgφо - значение коэффициента реактивной мощности освещения.

Расчетную активную мощность цеха можно определить по выражению:

. (7.4)

Расчетную реактивную мощность цеха можно определить по выражению:

. (7.5)

Разбиваем все оборудование по группам с одинаковыми kиi, tgφi. Выбор оборудования, его мощность, а также максимальную мощность (мощность наиболее мощного электроприемника) осуществляем с учетом специфики каждого цеха.

Таблица 7.1

Показатели электрических нагрузок приемников и потребителей электроэнергии

№ на

Наименование цеха

Наименование

Рн,

ки

cosφ

Рн max,

tgφ

плане


оборудования

кВт



кВт


1

Производственный

1) Вентиляция

200

0,75

0,8

150

0,75


корпус

2) ПТМ

400

0,3

0,5


1,73


Ру=2400 кВт

3) Металлообрабатывающие

600

0,16

0,55


1,52



4) Прессы

400

0,2

0,65


1,17



5) Молоты

300

0,22

0,65


1,17



6) Сварочные тр-ры

150

0,2

0,4


2,29



7) Компрессоры

350

0,7

0,85


0,62

2

Склад металлоконструкций

1) Вентиляция

100

0,75

0,8

22

0,75


Ру=400 кВт

2) ПТМ

150

0,35

0,5


1,73



3) Транспортеры

150

0,55

0,75


0,88

3

Склад готовой продукции

1) Вентиляция

150

0,8

0,8

30

0,75


Ру=650 кВт

2) ПТМ

350

0,35

0,5


1,73



3) Транспортеры

150

0,55

0,75


0,88

4

Испытательная станция

1) Вентиляция

150

0,8

0,8

150

0,75


Ру=1000 кВт

2) ПТМ

250

0,35

0,5


1,73



3) Испытательное оборудование

550

0,6

0,7


1,02



4) Вспомогательное оборудование

50

0,5

0,8


0,75

5

Цех очистки масла

1) Вентиляция

200

0,8

0,8

120

0,75


Ру=1700 кВт

2) ПТМ

300

0,35

0,5


1,73



3) Насосы

800

0,7

0,85


0,62



4) Нагревательные приборы

250

0,75

1


0



5) Транспортеры

150

0,55

0,75


0,88

6

Административный корпус

1) Вентиляция

250

0,8

0,8

22

0,75


Ру=650 кВт

2) Лифты

150

0,65

0,5


1,73



3) Оргтехника

150

0,9

0,8


0,75



4) Вспомогательное оборудование

100

0,6

0,75


0,88

7

Склад масла

1) Вентиляция

100

0,8

0,8

25

0,75


Ру=300 кВт

2) ПТМ

150

0,35

0,5


1,73



3) Транспортеры

50

0,55

0,75


0,88


Определение расчетных нагрузок аналогично для всех цехов, поэтому для примера покажем расчет нагрузок цеха №1. По выражению (4.1) определяем kи:

.

По выражению (3.10) определяем эффективное число электроприемников:

.

По найденным значениям kи и nэ по [1] в таблице 3.6 находим значение kр:

По выражению (3.9) определяем расчетную активную силовую нагрузку:


По выражению (3.11) определяем расчетную реактивную силовую нагрузку:


Для определения нагрузки освещения нам понадобятся следующие данные: площадь цеха F = 8700 м2; освещенность цеха, принимаем Е = 300 лк. Принимаем лампы ДРЛ и светильники РСП-05, для них тип кривой света Д, к. п. д 65%. При высоте подвеса 7 м и площади 8700 м2 рутаб = 4,2 Вт/ м2.

По выражению (7.2) произведем пересчет удельной нагрузки:


Коэффициент спроса для отдельно стоящего здания  [2].

По выражению (7.1) определяем расчетную активную нагрузку освещения:


tgφо 0,48 (cosφо =0,9). По выражению (7.3) определяем расчетную реактивную нагрузку освещения:


Активная расчетная нагрузка по выражению (7.4):


Реактивная расчетная нагрузка по выражению (7.5):


Полная расчетная нагрузка по (3.13):


Удельная мощность цеха:

 (7.6),

Результаты расчета нагрузок остальных цехов заносим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2

Результаты расчета нагрузок

Расчетные параметры

Номер цеха


1

2

3

4

5

6

7

1

2

3

4

5

6

7

8

ΣРнi, кВт

2400

400

650

1000

1700

650

300

ΣPнi·kиi, кВт

787

210

325

562,5

1095

492,5

160

ΣPнi·kиi ·tgφi, квар

857,44

148,13

374,53

596,73

721,45

472,73

175,03

kисрвз

0,33

0,53

0,50

0,56

0,64

0,76

0,53

nэ расч.

32,00

36,36

43,33

13,33

28,33

59,09

24,00

nэ прин.

32

36

43

13

28

59

24

kр

0,75

0,79

0,8

0,87

0,9

0,8

0,86

Ррс, кВт

590,25

165,90

260

489,38

985,5

394

137,6

Qрс, квар

643,08

117,02

299,62

519,15

649,31

378,18

150,52

Ен, лк

300

75

75

300

100

300

kз

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

1,4

1, 19

Продолжение табл.7.2

1

2

3

4

5

6

7

8

kз таблич.

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,3

Нр, м

7

8

8

10

10

3

6

F, м2

8700

4490

4320

3024

3564

13560

2016

ру табл., Вт/м2

4,2

3,9

3,9

4,2

3,7

2,8

14,4

η светильника

0,65

0,6

0,6

0,65

0,8

0,7

0,77

kс

0,95

0,6

0,6

0,8

0,95

0,8

0,6

ру расч., Вт/м2

18,09

4,55

4,55

18,09

4,32

11, 20

12,84

tgφ0

0,48

0,48

0,48

0,48

0,48

0,33

0

Рро, кВт

149,53

12,26

11,79

43,77

14,62

121,50

15,53

Qро, квар

71,78

5,88

5,66

21,01

7,02

40,09

0,00

Ррц, кВт

739,78

178,16

271,79

533,14

1000,12

515,50

153,13

Qрц, квар

714,86

122,90

305,28

540,16

656,32

418,27

150,52

Sр, кВ·А

1028,74

216,44

408,74

758,96

1196,24

663,85

214,72

Sу, кВ·А/м2

0,12

0,05

0,09

0,25

0,34

0,05

0,11


Произведем анализ полученных результатов. Два цеха (№2 и №7) имеют нагрузку менее 400 кВ∙А.

Произведем пересчет нагрузки с учетом того, что в цеху не будет ТП. Результаты расчета сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3

Результаты пересчета нагрузок

Расчетные параметры

Цех


2

7

ΣРнi, кВт

400

300

ΣPнi·kиi, кВт

210

160

ΣPнi·kиi ·tgφi, квар

148,13

175,03

nэ прин.

36

24

kисрвз

0,53

0,53

kр

1

1

k'р

1

1

F, м2

4490

2016

Ррс, кВт

210

160

Qрс, квар

148,13

175,03

Рро, кВт

12,26

15,53

Qро, квар

5,88

0,00

Ррц, кВт

222,26

175,53

Qрц, квар

154,01

175,03

Sр, кВ·А

270,40

247,88

Sу, кВ·А/м2

0,060

0,123

Iр, А

390,75

358,21

Марка кабеля

 2xААШвУ

 2хААШвУ

Сечение, мм2

 (4х70)

 (4х70)


Найдем расчетный ток цеха №2 по выражению (3.14):


Выбираем для питания цеха два кабеля ААШвУ- (4x70) с Iдоп= 200·0,9=180 А при прокладке в земле. Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле kп=0,9 по (П4.6 [1]).

Определим расчетный ток для цеха №7:


Выбираем для питания цеха два кабеля ААШвУ- (4x70) с Iдоп= 200·0,9=180 А при прокладке в земле.

Произведем пересчет объединенной нагрузки. Цех №2 присоединяем к цеху №5, цех №7 - к цеху №3. Результаты заносим в таблицу 7.4.

Таблица 7.4

Результаты пересчета нагрузок

Расчетные параметры

Номер цеха


1

3+7

4

5+2

6

ΣРнi, кВт

2400

950

1000

2100

650

ΣPнi·kиi, кВт

787

485

562,5

1305

492,5

ΣPнi·kиi ·tgφi, квар

857,44

549,55

596,73

869,58

472,73

kисрвз

0,33

0,51

0,56

0,62

0,76

Pнmax, кВт

150

30

150

120

22

nэ расч.

32,0

63,3

13,3

35,0

59,09

nэ прин.

32

63

13

35

59

kр

0,75

0,8

0,87

0,85

0,8

F, м2

8700

6336

3024

8054

13560

Ррс, кВт

590,25

388,00

489,38

1109,25

394,00

Qрс, квар

643,08

439,64

519,15

739,14

378,18

Рро, кВт

149,53

27,32

43,77

26,87

121,50

Qро, квар

71,78

5,66

21,01

12,90

40,09

Ррц, кВт

739,78

415,32

533,14

1136,12

515,50

Qрц, квар

714,86

445,30

540,16

752,04

418,27

Sр, кВ·А

1028,74

608,92

758,96

1362,47

663,85

Sу, кВ·А/м2

0,12

0,10

0,25

0,17

0,05


Выбор мощности трансформаторов ведется в зависимости от удельной мощности и от способа установки трансформаторов по мощности расчетной нагрузки. Число трансформаторов на цеховой ТП зависит от группы электроприемников по надежности электроснабжения.

Таблица 7.5

Мощность трансформатора при открытой установке

sу, кВ∙А/ м2

Меньше 0,2

0,2 - 0,5

Больше 0,5

Sт, кВ∙А

1000

1600

1600; 2500


Таблица 7.6

Мощность трансформатора при установке в отдельных помещениях

sу, кВ∙А/ м2

Меньше 0,15

0,15 - 0,35

Больше 0,35

Sт, кВ∙А

1000

1600

2500


Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчётной активной нагрузки, по выражению ([3], стр.7):

, (7.7)

где Рр - расчетная активная нагрузка, кВт;

Sт - мощность трансформатора кВ∙А;

βт - коэффициент загрузки трансформатора.

Коэффициент загрузки трансформатора выбирается в зависимости от группы по надежности электроснабжения (I-0,6-0,7; II-0,7-0,85; III-0,8-0,95).

Рассмотрим расчет числа трансформаторов на примере цеха №1, результаты остальных расчетов сведем в таблицу 7.7.


Принимаем число трансформаторов N=3.

Таблица 7.7

Выбор мощности и числа трансформаторов

Расчетные параметры

Номер цеха


1

3+7

4

5+2

Ррц, кВт

739,78

415,32

533,14

1136,12

515,50

Qрц, квар

714,86

445,30

540,16

752,04

418,27

Sр, кВ·А

1028,74

608,92

758,96

1362,47

663,85

Sу, кВ·А/м2

0,12

0,10

0,25

0,17

0,05

Категория ЭП

I

II

II

I

II

βт

0,6

0,8

0,8

0,6

0,8

Способ установки тр-в

открытый

открытый

открытый

открытый

открытый

Sтном, кВ·А

630

630

630

630

630

Nт minрасч.

1,96

0,82

1,06

3,01

1,02

Nт minприн.

2

1

1

3

1


Таблица 7.8

Каталожные данные трансформаторов

Тип трансформатора

Sнт, кВа

ΔРхх, кВт

ΔРкз, кВт

Uк, %

Iх, %

ТМГ-630

630

1,24

7,6

5,5

0,6


По [3] наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов βт, определяется по следующему выражению, квар:

 (7.8)

где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку масляного трансформатора.

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов:

 (7.9)

где Qр - расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.

Если Qнк1< 0, то следует принять Qнк1= 0.

Величина Qнк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора.

Определим мощность БНК для цеха №1.

Значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ по выражению (7.8):


Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов по формуле (7.9):

.

Реактивная мощность БНК, присоединенных к каждому трансформатору:

 (7.19),

По таблице 1 [3] выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-175-25У3.

Если при расчётах получается Qнк1<0, то принимаем Qнк1=0 и блок низковольтных конденсаторов не устанавливают.

Аналогично произведём расчёты для остальных цехов завода, и результаты сведём в таблицу 7.9

Таблица 7.9

Расчёт низковольтных конденсаторных батарей

Расчетные параметры

Номер цеха


1

3+7

4

5+2

6

1

2

3

4

5

6

Ррц, кВт

739,78

415,32

533,14

1136,12

515,50

Qрц, квар

714,86

445,30

540,16

752,04

418,27

Sр, кВ*А

1028,74

608,92

758,96

1362,47

663,85

Sтном, кВ*А

630

630

630

630

630

Qт, квар

379,84

367,24

152,04

515,01

204,01

Qнк1, квар

335,01

78,06

388,12

237,03

214,26

Продолжение табл.7.9

1

2

3

4

5

6

Q'нк1, квар

167,51

78,06

388,12

79,01

214,26

Тип конденс-х батарей

АКУ 175

АКУ 100

АКУ 380

АКУ 125

АКУ 260

Количество батарей

2

1

1

2

1

Единич. мощн., квар

175

100

380

125

260

Qнк1, квар

350

100

380

250

260

QкΣ, квар

1340


Коэффициент загрузки трансформатора с учётом компенсации реактивной мощности:

, (7.20)

где Qнк1 - номинальная мощность конденсаторной установки, квар. Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:

 (7.21)

Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар:

 (7.22)

Определим потери в трансформаторе для цеха № 1. Коэффициент загрузки трансформатора с учётом компенсации реактивной мощности по выражению (7.20):

.

Потери активной мощности в трансформаторе по выражению (7.21):


Потери реактивной мощности в трансформаторе по выражению (7.22):


Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цехов и результаты заносим в таблицу 7.10.

Таблица 7.10

Расчёт потерь мощности в трансформаторах после компенсации

Расчетные параметры

Номер цеха


1

3+7

4

5+2

6

Ррц, кВт

739,78

415,32

533,14

1136,12

515,50

Qрц, квар

364,86

345,30

160,16

502,04

158,27

Sр, кВ*А

824,86

540,12

556,68

1242,10

539,25

Sном, кВА

630

630

630

630

630

Nт, штук

2

1

1

3

1

βт фактическое

0,65

0,86

0,88

0,66

0,86

Iх, %

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

Uк, %

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

ΔРххтр, кВт

1,24

1,24

1,24

1,24

1,24

ΔРкзтр, кВт

7,6

7,6

7,6

7,6

7,6

ΔРт, кВт

8,99

6,83

7,17

13,57

6,81

ΔQт, квар

37,26

29,25

30,83

56,24

29,17

ΔРтΣ, кВт

43,37

ΔQтΣ, квар

182,75


Далее произведём расчёт активной нагрузки предприятия в целом (на шинах10 кВ РП).

 (7.23)

где m - число присоединений на сборных шинах 10 кВ РП;

Киi - среднее значение коэффициента использования i-го присоединения;

kо - коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по [1] табл. П3.7 в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования.

Расчётная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ РП:

 (7.24)

где tgφi - среднее значение коэффициента реактивной мощности i-го присоединения.

Находим коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по табл. П3.7 [1] в зависимости от числа присоединений m=10 и среднего значения коэффициента использования Ки=0,54 принимаем kо =0,9.

Расчётная активная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в трансформаторах, кВт:

 (7.25)

Расчётная реактивная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах, квар:

 (7.26)

Получаем:

;


Математическое ожидание расчётной активной нагрузки на шинах РП:

 (7.27)

 (7.28)

где κмо - коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию, кмо=0,9.

кВт;

 квар.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы, определяется по выражению:

 (7.29)

где tgφэ - значение экономического коэффициента РМ.

 (7.30)

где dmax - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают dmax=1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, руб. /кВт·год;

b - дополнительная ставка тарифа на активную мощность, руб. /кВт·ч;

tgφб - базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6…20кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35,110 и 220…330кВ.

К1 - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина К1 может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw (по сравнению со значениями а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введённым в действие с 1.01.91г), который определяется по формуле:

, (7.31)

где Кw1 и Кw2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч соответственно);

Tmax - число часов использования максимальной нагрузки предприятия, которое принимается для завода электротехнического оборудования равным Tmax= 4500ч по [1] табл. П4.1.

;

;

Определим коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию по выражению (7.31):

.

Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (2.15):

.

Экономически целесообразное значение РМ по выражению (7.29):

Произведём анализ баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой:

 квар.

Т.к. <0, то необходимо уменьшить значение потребляемой из энергосистемы РМ  на 20,73 квар до обеспечения =0. На этом расчет баланса РМ закончен.

8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок


Картограмма нагрузок строится для определения места расположения цеховых ТП. Нахождение центра электрических нагрузок производится для определения места установки РП предприятия.

Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, радиус которых рассчитывается с учетом мощности цеха.

Радиус окружности r, мм, для каждого цеха определяется по выражению:

 (8.1)

где m - масштаб площади окружности, кВт/мм2.

Каждая окружность разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки α в градусах вычисляется по формуле:

 (8.2)

Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

. (8.3)

Величины осветительной и силовой нагрузок указываются внутри секторов. Координаты центра электрических нагрузок предприятия можно определить по следующим формулам:

 (8.4)

 (8.5)

где xi и yi - координаты центра нагрузок цехов.

ТП и заводское РП необходимо устанавливать как можно ближе к центру нагрузок цеха, предприятия. Распределительные устройства без преобразования энергии размещаются на границе питаемых ими участков сети со стороны ввода. Выбор места расположения РП определяется с учетом центра электрических нагрузок и условий окружающей среды.

Принимаем масштаб площади круга m =0,4 кВт/мм.

Произведем расчет радиуса окружности расчетной нагрузки и угла сектора осветительной нагрузки для цеха №1.

По формулам (8.1) и (8.2) определяем:


Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу 8.1 В таблице представлены центры электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.

Таблица 8.1

Координаты центров нагрузок цехов

 Наименование цеха

Радиус, мм

Угол сектора силовой нагрузки. aci

Координаты по картограмме

Координты ЦЭН





xi, м

yi, м

X0, м

Y0, м

Производственный корпус

24,27

72,77

287,23

149,00

101,00

185,8

118,2

Склад металлоконструкций

11,91

24,77

335,23

357,00

83,00



Склад готовой продукции

14,71

15,62

344,38

262,00

176,00



Испытательная станция

20,60

29,55

330,45

60,00

113,00



Цех очистки масла

28,22

5,26

354,74

263,00

74,00



Административный корпус

20,26

84,85

275,15

66,00

194,00



Склад масла

11,04

36,51

323,49

366,00

192,00




Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по формулам (8.4), (8.5).


Картограмму электрических нагрузок представим на генплане предприятия. Генплан предприятия с сетью напряжением выше 1кВ и картограммой нагрузок представлен на листе 1 графической части.

Рис.8.1 Координаты ЦЭН предприятия и цехов

9. Разработка схемы электроснабжения предприятия на и расчет распределительной сети напряжением выше 1кВ


Питание завода осуществляется от главной понизительной подстанции (ГПП) 110/10 кВ, находящейся за территорией завода. Длина питающей линии от ГПП до РП завода равна 5 км. На ГПП установлены два трансформатора типа ТРДН с единичной номинальной мощностью 40 МВ∙А. Выполнение питающей линии предусматриваем кабелем марки АСБ, прокладку кабеля осуществляем в земле.

Схема электроснабжения - магистральная. На двухтрансформаторных ТП используем двойную сквозную магистраль, на однотрансформаторных-одинарную сквозную. На РП предприятия используем вводную и линейную камеры типа КСО-КС-298. В камерах устанавливаются вакуумные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители присоединений типа РВЗ - линейные и РВФЗ - шинные. РП выполняем в виде двух секций, соединенных между собой секционным выключателем.

Кабельная сеть предприятия на 10 кВ выполнена кабелями марки ААШвУ. Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего расхода кабеля. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабеля в траншеях, которая и применяется на предприятии. Внутри зданий кабельные линии прокладываются непосредственно по конструкциям зданий (открыто или в трубах).

На вторичном напряжении ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных подстанций осуществляется при помощи кабельных линий на вторичном напряжении. На подстанциях устанавливаем трансформаторы типа ТМГ номинальной единичной мощностью 630 кВ∙А. Трансформаторы подключаются к кабельным линиям через выключатели нагрузки.

В соответствии со сказанными выше условиями разработаем схему электроснабжения предприятия. Полная схема электроснабжения представлена на листе 4 графической части записки. Варианты упрощенных схем представлены на рисунках 9.1 и 9.2.

Рисунок 9.1 - Электрическая схема электроснабжения первого варианта

Рисунок 9.2 - Электрическая схема электроснабжения второго варианта

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают по условию:

 (9.1)

где Iрл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ - экономическая плотность тока, А/мм2, принимаем jэ=1,7А/мм2 при Тм=4500ч.

По формуле (9.4) выберем сечения кабеля для завода. Выбор производим по половине тока всего завода, т.к. секции РП нагружены равномерно. Воспользуемся данными, полученными на основе формул (7.25) и (7.26), учитывая фактические потери мощности в трансформаторах (таблица 7.10) и компенсацию РМ.

;


Определяем полную мощность на РП и ток линии в нормальном режиме:

;

А.

Определяем сечение по экономической плотности тока:

.

По [1] выбираем кабель АСБ-10 (3х95), Iдоп=205 А, x0=0,083 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение током нагрева в послеаварийном режиме:

 (9.2)

где  - коэффициент прокладки (принимаем равным 1);

 - коэффициент допустимой перегрузки, принимаем .

В послеаварийном режиме по кабелю будет протекать ток, потребляемый всем заводом.

 (9.3)


Так как 205<221,18, то выбранный кабель по условию нагрева не проходит. Выбираем кабель АСБ-10 (3х120), Iдоп=240 А, x0=0,081 Ом/км.

Таким образом, РП завода питается от ГПП 110/10 кВ двумя параллельными кабелями АСБ-10 (3х120). При проверке кабелей, питающих две ТП и более, аварийный ток складывается из номинальных токов питающихся по ним трансформаторов. Если кабельная линия питает одну двухтрансформаторную ТП, то номинальную мощность трансформатора необходимо умножить на 1,4. Аналогично производим выбор кабелей других линий, результаты выбора заносим в таблицы 9.1-9.4.

Таблица 9.1 Результаты выбора кабелей для первого варианта

№ ТП по плану

, АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max, А





ГПП-РП

143,77

84,57

АСБ-10 (3х120)

275

221,2

РП-Т1 ТП1

51,75

30,45

ААШвУ-10 (3х35)

115

72,74

РП-ТП3

65,33

38,42

ААШвУ-10 (3х50)

105

72,74

РП-Т2 ТП1

51,75

30,45

ААШвУ-10 (3х35)

115

72,74

РП-ТП2

56,96

33,5

ААШвУ-10 (3х35)

115

72,74


Таблица 9.2 Выбор магистральных кабелей от ТП для первого варианта

№ ТП по плану

, АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max, А





ТП1-ТП4

23,8

14,0

ААШвУ-10 (3х35)

115

36,8

ТП3-ТП6

31,3

18,4

ААШвУ-10 (3х35)

115

36,8

ТП1-ТП4

23,8

14,0

ААШвУ-10 (3х35)

115

36,8

ТП2-ТП5

23,9

14,1

ААШвУ-10 (3х35)

115

36,8


Таблица 9.3 Результаты выбора кабелей для второго варианта

 № ТП по плану

, АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max, А





ГПП-РП

143,77

84,57

АСБ-10 (3х120)

275

221,2

РП-Т1 ТП1

24,25

14,26

ААШвУ-10 (3х16)

75

50,92

РП-Т1 ТП4

25,06

14,7

ААШвУ-10 (3х16)

75

50,92

РП-Т2 ТП1

24,25

14,26

ААШвУ-10 (3х16)

75

50,92

РП-Т2 ТП4

25,06

14,7

ААШвУ-10 (3х16)

75

50,92

РП-ТП2

56,96

33,5

ААШвУ-10 (3х35)

115

72,74

РП-ТП6

63,27

37,2

ААШвУ-10 (3х50)

105

72,74


Таблица 9.4 Выбор магистральных кабелей от ТП для второго варианта

№ ТП по плану

, АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max, А





ТП6-ТП3

31,3

18,4

ААШвУ-10 (3х25)

90

36,8

ТП2-ТП5

23,9

14,1

ААШвУ-10 (3х16)

75

36,8


С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат.

Приведенные затраты для каждого варианта определяются по формуле:

 (9.4)

где Кi - капитальные вложения, тыс. руб.;

Иi - издержки, тыс. руб. /год;

Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб. /год) /руб.;

i - номер варианта.

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения определяем по укрупненным показателям стоимости на 1991 год с учетом изменения оптовых цен на промышленную продукцию коэффициентом Кинф=3000. Капвложения определяются как:

 (9.5)

 (9.6)

 (9.7)

где Ктп - стоимость трансформаторной подстанции;

Кку - стоимость конденсаторных установок;

Кя - стоимость ячейки, установленной в РП.

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются по формуле:

 (9.8)

где Иам - амортизационные отчисления;

Иэкс - эксплуатационные расходы;

Ипот - стоимость потерь электрической энергии.

Составляющие издержек определяются по формулам:

 (9.9)

 (9.10)

 (9.11)

где aАМ - норма амортизационных отчислений, для оборудования 4,4%, для линий 4%;

aЭКС - норма эксплуатационных расходов, для оборудования 3%, для линий 2%;

bСР - средняя стоимость электроэнергии, определяемая по (9.12).

Средняя стоимость электроэнергии определяется по выражению:

 (9.12)

где a - основная ставка тарифа за 1кВт заявленной максимальной мощности, а=269784 руб. / (кВт×год);

b - дополнительная ставка тарифа за 1кВт электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, принимаемый равным b=209 руб. /кВт×ч;

Tmax - число часов использования максимальной нагрузки предприятия Tmax= 4500 ч.

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим по выражению:

 (9.13)

Определим капитальные вложения на сооружение линий, результаты сведем в таблицы 9.5 и 9.6.

Таблица 9.5

Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для первого варианта

№ ТП по плану

Длина, км

Марка кабеля

Куд,тыс. руб/км

Стоимость КЛ, млн. руб

ГПП-РП

5

АСБ-10 (3х120)

4,72

70,8

РП-Т1 ТП1

0,095

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

0,616

РП-ТП3

0,028

ААШвУ-10 (3х50)

3,7

0,414

РП-Т2 ТП1

0,095

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

0,616

РП-ТП2

0, 192

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

1,244

ТП1-ТП4

0, 202

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

1,309

ТП3-ТП6

0,023

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

0,149

ТП1-ТП4

0, 202

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

1,309

ТП2-ТП5

0,096

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

0,622

Всего

76,08


Таблица 9.6

Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для второго варианта

№ ТП по плану

Длина, км

Марка кабеля

Куд, тыс. руб/км

Стоимость КЛ, млн. руб

ГПП-РП

5

АСБ-10 (3х120)

4,72

70,8

РП-Т1 ТП1

0,078

ААШвУ-10 (3х16)

1,84

0,431

РП-Т1 ТП4

0,229

ААШвУ-10 (3х16)

1,84

1,264

РП-Т2 ТП1

0,078

ААШвУ-10 (3х16)

1,84

0,431

РП-Т2 ТП4

0,229

ААШвУ-10 (3х16)

1,84

1,264

РП-ТП6

0,025

ААШвУ-10 (3х50)

3,7

0,277

РП-ТП2

0,149

ААШвУ-10 (3х35)

2,16

0,966

ТП3-ТП6

0,023

ААШвУ-10 (3х25)

1,98

0,136

ТП2-ТП5

0,081

ААШвУ-10 (3х16)

1,84

0,447

Всего


Таблица 9.7

Стоимость трансформаторов

№ТП

Трансформатор ТМГ

Ктпi, тыс. руб

Ктп, млн. руб

ТП1

2х630

4,525

27,15

ТП2

630

4,525

13,56

ТП3

630

4,525

13,56

ТП4

2х630

4,525

27,15

ТП5

630

4,525

13,56

ТП6

630

4,525

13,56

Всего

108,54


Укрупнённые показатели стоимости ячеек КСО 10кВ берём из таблицы 10.33 [4] равна 1,48 тыс. руб., определим общую стоимость РП:

 млн. руб;

млн. руб.

Определим капиталовложения в КУ по следующему выражению:

; (9.13)  млн. руб.

Суммарные капиталовложения по вариантам равны:

 млн. руб;

 млн. руб.

Время максимальных потерь в технико-экономических расчётах, определяется, как правило, по графику (рисунок 9.2 [5]), то исходя из этого, принимаем t= 3000ч.

Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВт×ч:

, (9.14)

где ΔWтi - потери активной энергии в i-м трансформаторе, кВт×ч;

ΔWкj - потери активной энергии в j-й конденсаторной установке, кВт×ч;

ΔWлk - потери активной энергии в k-й кабельной линии, кВт×ч.

Потери активной энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются как, кВт×ч:

. (9.15)

Потери активной энергии в конденсаторной установке, кВт×ч:

, (9.16)

где Qк - фактическая мощность КУ, квар;

Ру - удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ ру=0,004 кВт/квар;

Тгод - число часов работы (включения) КУ за год, ч.

, (9.16)

где ro - удельное активное сопротивление кабельной линии Ом/км.

По (9.3.14) потери активной энергии в конденсаторной установке равны:

 кВт×ч.

Для определения потери энергии в трансформаторах можно воспользоваться результатами расчетов в п.4.

 

Результаты расчета потерь в кабельных линиях сводим в таблицы 9.8 и 9.9.

Таблица 9.8

Потери мощности в кабельных линиях первого варианта

№ ТП по плану

Длина, км

Марка кабеля

Rо, Ом/км

Iрл, А

ΔWл, кВт×ч

ГПП-РП

5

АСБ-10 (3х120)

0,261

143,77

242767,7

РП-Т1 ТП1

0,095

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

51,75

2047,03

РП-ТП3

0,028

ААШвУ-10 (3х50)

0,625

65,33

672,2

РП-Т2 ТП1

0,095

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

51,75

2047,03

РП-ТП2

0, 192

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

56,96

5012,12

ТП1-ТП4

0, 202

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

23,8

1029,8

ТП3-ТП6

0,023

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

31,3

181,3

ТП1-ТП4

0, 202

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

23,8

1029,8

ТП2-ТП5

0,096

ААШвУ-10 (3х35)

0,894

23,9

441,2

Всего

255228,2


Таблица 9.9

Потери мощности в кабельных линиях второго варианта

№ ТП по плану

Длина, км

Марка кабеля

Rо, Ом/км

Iрл, А

ΔWл, кВт×ч

ГПП-РП

5

АСБ-10 (3х120)

0,261

143,77

242767,7

РП-Т1 ТП1

0,078

ААШвУ-10 (3х16)

1,95

24,25

805,0

РП-Т1 ТП4

0,229

ААШвУ-10 (3х16)

1,95

25,06

2523,9

РП-Т2 ТП1

0,078

ААШвУ-10 (3х16)

1,95

24,25

805,0

РП-Т2 ТП4

0,229

ААШвУ-10 (3х16)

1,95

25,06

2523,9

РП-ТП6

0,025

ААШвУ-10 (3х50)

0,625

63,27

187,6

РП-ТП2

0,149

ААШвУ-10 (3х35)

1,25

56,96

5438,5

ТП3-ТП6

0,023

ААШвУ-10 (3х25)

0,894

31,3

172,2

ТП2-ТП5

0,081

ААШвУ-10 (3х16)

1,95

23,9

812,0

Всего

255848,2


Суммарные годовые потери энергии дл двух вариантов равны:

ΔWгод1=112034,7+21280+255228,2=388542,9 кВт×ч;

ΔWгод2=112034,7+21280+255848,2=389162,9 кВт×ч.

Определим амортизационные, эксплуатационные и издержки на потери по следующим выражениям:

 руб. /кВт×год;

 млн. руб.;

 млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.,

 млн. руб.;

млн. руб.

Определим суммарные издержки для двух вариантов:

 млн. руб.; млн. руб.;

Посчитаем приведенные затраты для двух вариантов:

 млн. руб.;

 млн. руб.

Разница составляет 1,03%, поэтому варианты можно считать равноценными. Предпочтение отдаем первому варианту и в дальнейшем будет рассматриваться он.

Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов КЗ производится с целью [1]:

1)   Выбора электрических аппаратов.

2)   Проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ.

3)   Расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Расчет токов КЗ должен рассчитываться на сборных шинах ГПП и РП.

Рис.10.1 Схема питания завода

Завод получает питание от ГПП на напряжении 10 кВ, расположенной на расстоянии 5 км, на которой установлены два трансформатора ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА, Uк=10,5%. На удалении 30 км от ГПП расположена ТЭЦ с двумя генераторами ТВВ-160-2ЕУ3 (Pн=160 МВт, cosj=0,85, Xd’’=0,213), подключенных к сети 110 кВ через трансформаторы ТДЦ-250000/110, Uк=10,5%. На расстоянии 160 км расположена ГРЭС, на которой установлены четыре генератора ТГВ-300-2У3 (Pн=300 МВт, cosj=0,85, Xd’’=0, 195), подключенные с помощью трансформаторов ТДЦ-400000/110, Uк=10,5%. На основании приведенных данных производим расчет токов короткого замыкания в двух точках: К1 (на шинах ГПП) и К2 (на шинах РП).

Рис.10.2 Схема для расчета токов КЗ

Для вычисления токов КЗ составляем расчетную схему, включая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. По расчетной схеме составляем схему замещения, в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисному напряжению и мощности.

Задаемся базисными условиями Sб = 100 МВА; Uб = 10,5 кВ.

; (10.1),

По [4] для турбогенераторов мощностью от 100 до 1000 МВт Е*=1,13.

Сопротивления генераторов ГРЭС находим по формуле:

, (10.2)


Сопротивления трансформаторов ГРЭС определяем по формуле:

 (10.3)

.

Аналогично определяем сопротивления генератора и трансформатора на ТЭЦ:

.

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

, (10.4)

где x0 - индуктивное сопротивление одного км линии, Ом/км (для воздушных линий 110 кВ x0=0,4 Ом/км, кабельных 10 кВ - x0=0,08 Ом/км);

l - длина линии, км.

  .

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивление которых:

; (10.5)


Сопротивление кабельной линии ГПП-РП:

.

Рис.10.3 Схема замещения

Так как секционные выключатели на ГПП и ЦРП находятся в нормально отключенном состоянии, а генераторы на ГРЭС и ТЭЦ включены параллельно, то схема замещения принимает следующий вид.

Рис.10.4 Схема замещения

;

.

Рис.10.5 Схема замещения.

.

Рис.10.6 Схема замещения.

Ток установившегося КЗ на шинах 10 кВ ГПП:

 (10.6),

Ударный ток на шинах 10 кВ ГПП:

, (10.7)

где kу - ударный коэффициент; по [4] для шин ГПП kу = 1,85, для шин ЦРП завода kу = 1,8.


После выбора кабеля производим его проверку на термическую стойкость.

, (10.8)

где Bk - тепловой импульс от тока КЗ, А2∙с,

С - расчётный коэффициент (в зависимости от gизол проводника), для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией С=100.

Результирующий тепловой импульс тока КЗ:

Bk=I2п∙ (tотк+Ta), (10.9)

где Iп - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии,

tотк - время отключения КЗ,

Ta - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з. В распределительных сетях 6-10 кВ согласно [4] можно принять Ta=0,01с.

А2∙с;


Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 150 мм2. Выбираем кабель АСБ-10 (3х150), Iдоп=275 А, x0=0,079 Ом/км.

Для выбора кабелей от шин РП к ТП необходимо найти ток к. з. на шинах РП (точка К2). Для этого к сопротивлению системы прибавим сопротивление кабельной линии.

;

Рис.10.7 Схема замещения сети электроснабжения предприятия.

Выберем кабель на участке РП - Т1 ТП1. По этой линии протекает ток от двух ТП: Т1 ТП-1 и Т1 ТП4. Определим полную мощность, передаваемую по кабелю:

, (10.10)


Расчётный ток линии:


Экономическую площадь сечения жил кабеля определяем по выражению:


Выбираем кабель ААШвУ-10 (3х35), Iдоп=115 А, x0=0,095 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение жил кабеля на нагрев в послеаварийном режиме при прохождении через кабель номинальной мощности двух присоединенных трансформаторов. В этом случае по кабелю проходит ток


Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

А2∙с;


Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 50 мм2. Выбираем кабель ААШвУ-10 (3х50), Iдоп=140 А, x0=0,09 Ом/км. Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных ТП производим аналогично, данные сводим в таблицы 10.1-10.3:

Таблица 10.1

Выбор кабелей от РП

№ ТП по плану     АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max,

А в начале линии, кА,

мм2







 

ГПП-РП

143,77

84,57

АСБ-10 (3х150)

275

221,2

9,74

123,5

РП-Т1 ТП1

51,75

30,45

ААШвУ-10 (3х50)

140

72,74

6,24

48,73

РП-ТП3

65,33

38,42

ААШвУ-10 (3х50)

105

72,74

6,24

48,73

РП-Т2 ТП1

51,75

30,45

ААШвУ-10 (3х50)

140

72,74

6,24

48,73

РП-ТП2

56,96

33,5

ААШвУ-10 (3х50)

140

72,74

6,24

48,73


Из таблицы 10.1 видно, что основным параметром, определяющим принимаемое сечение кабеля, является ток к. з. и соответствие кабеля термической стойкости. Для выбора магистральных кабелей необходимо рассчитать токи к. з. в началах этих линий, которые расположены на шинах ТП1, ТП2 и ТП3.

Таблица 10.2

Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ                Расположение на схеме  L кабеля перед точкой КЗ, км       X0 кабеля перед точкой КЗ, Ом/км              перед точкой КЗ, Ом,

кА



 

К1

Шины ГПП

-

-

-

0,638

9,74

К2

Шины РП

5

0,358

0,996

6,24

К3

Шины ТП1

0,095

0,09

0,008

1,004

6, 19

К4

Шины ТП3

0,028

0,09

0,002

0,998

6,23

К5

Шины ТП1

0,095

0,09

0,008

1,004

6, 19

К6

Шины ТП2

0, 192

0,09

0,016

1,012

6,14


Таблица 10.3

Выбор магистральных кабелей от ТП

№ ТП по плану

, АFэ, мм2Марка кабеляIдоп, АIp. max, А в начале линии, кА, мм2







ТП1-ТП4

23,8

14,0

ААШвУ-10 (3х50)

140

36,8

6, 19

44,2

ТП3-ТП6

31,3

18,4

ААШвУ-10 (3х50)

140

36,8

6,23

44,5

ТП1-ТП4

23,8

14,0

ААШвУ-10 (3х50)

140

36,8

6, 19

44,2

ТП2-ТП5

23,9

14,1

ААШвУ-10 (3х50)

140

36,8

6,14

43,8


Необходимо осуществить также выбор кабелей резерва по низкой стороне для цехов II-й категории, питающихся от однотрансформаторных подстанций. Эти кабели выбираются из такого расчета, что передаваемая через них мощность должна составлять 20-30% от номинальной мощности установленного на ТП трансформатора. Резерв необходимо производить от трансформаторов, присоединенных к другим шинам РП.

Таблица 10.4

Выбор резервных кабелей

№ ТП по плану     ,

кВ∙А, АМарка кабеляIдоп, А




 

ТП2-Т1 ТП4

150

216,5

АВВГ - (5х95)

255

ТП5-Т1 ТП4

150

216,5

АВВГ - (5х95)

255

ТП6-Т2 ТП1

150

216,5

АВВГ - (5х95)

255

ТП3-Т2 ТП1

150

216,5

АВВГ - (5х95)

255

 

11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов РП и тп


Шины на заводском РП 10 кВ выбираются по нагреву максимальным расчетным током Iрmax и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость [1]. При выборе шин по нагреву учитываются наиболее тяжелые послеаварийные и ремонтные режимы.

Iдоп³Iрmax. (11.1)

При расположении шин плашмя допустимый ток, указанный в табл. П7.6 [1], должен быть уменьшен на 5% для полос шириной до 60 мм и на 8% для полос большей ширины. По механической прочности алюминиевые шины в РП должны иметь минимальные размеры сечения 50х6 мм2. Выбираем алюминиевые шины АДО 50х6 с Iдоп=740 А.

По (11.1): 740∙0,95=703>287,54 А.

Таким образом, по нагреву шины проходят. Проверка на электродинамическую прочность выполняется сравнением механического напряжения в материале шины sр с допустимыми значениями sдоп (табл. П7.7 [1]) по условию:

sдоп³sр, (11.2)

где sдоп, sр - соответственно допустимое и рабочее напряжения возникающие в материале шины, МПа.

, (11.3)

где Iуд - ударный ток к. з., кА;

l - расстояние между опорными изоляторами, см (примем 80 см по ширине шкафа камеры КСО);

а - расстояние между осями шиш смежных фаз, см (примем 30 см);

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3.

При расположении шин плашмя:

, (11.4)

где b и h соответственно меньший и больший размеры сторон поперечного сечения шины.

, (11.5)

где  - ударный коэффициент, принимаемый равным 1,8.

;


Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимально допустимого сечения по формуле:

, (11.6)

где c-коэффициент принимаемый для алюминиевых шин равным 91 А∙с0,5/мм2.

.

По термической стойкости шины проходят. Принимаем алюминиевые шины АДО 50х6 мм2 с Iдоп=703 А.

Произведем выбор электрических аппаратов в сети 10 кВ.

Выбор электрических аппаратов основывается на условиях:

Uном³Uраб; (11.7)

Iном³Iраб; (11.8)

iдн³iу; (11.9)

Вт³Вк, (11.10)

где Uном, Iном - соответственно, номинальные напряжение и ток аппарата; Uраб, Iраб - напряжение и ток сети, в которой установлен аппарат; Вт=I2tn∙tk - тепловой импульс аппарата, нормированный заводом изготовителем, А2с; Вк=I2¥∙tср - тепловой импульс расчётный, А2с.

Выбираем панели типа КСО-КС-298 вводную и секционную. Вводную - по расчётному току завода с учетом передачи всей мощности по одной секции (аварийный режим), секционную - по расчетному току одной из питающих линий, линейную - по наибольшему току присоединения.

Таблица 11.1

Выбор вводной панели КСО-КС-298

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные



ВВ/TEL-10/20/630

РВФЗ-10/630

РВЗ-10/630

Uном³Uраб

Uраб=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Iном³Iраб

Iрmax=287,54 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iдн³Iуд

iуд=15,88 кА

Iдн=32 кА

Iдн=52 кА

Iдн=52 кА

Iоткл³Iк

Iк =6,24 кА

Iоткл=20 кА

-

-

Bт³Bk

Bk=6,242× (1,5+0,01) =62,69 кА2×с

Bт=202×3=1200 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с


Таблица 11.2

Выбор секционной панели КСО-КС-298

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные



ВВ/TEL-10/20/630

РВФЗ-10/630

РВЗ-10/630

Uном³Uраб

Uраб=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Iном³Iраб

Iрmax=143,77 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iдн³Iуд

iуд=15,88 кА

Iдн=32 кА

Iдн=52 кА

Iдн=52 кА

Iоткл³Iк

Iк =6,24 кА

Iоткл=20 кА

-

-

Bт³Bk

Bk=6,242× (1,6+0,01) =66,58 кА2×с

Bт=202×3=1200 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с


Таблица 11.3

Выбор линейной панели КСО-КС-298

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные



ВВ/TEL-10/20/630

РВФЗ-10/630

РВЗ-10/630

Uном³Uраб

Uраб=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Uном=10 кВ

Iном³Iраб

Iрmax =72,74 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iном=630 А

Iдн³Iуд

iуд=15,88 кА

Iдн=32 кА

Iдн=52 кА

Iдн=52 кА

Iоткл³ Iк

Iк =6,24 кА

Iоткл=20 кА

-

-

Bт³Bk

Bk=6,242× (0,6+0,01) =23,75 кА2×с

Bт=202×3=1200 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с

Bт=202×4=1600 кА2×с


Так как в схеме электроснабжения есть магистральные линии, то на высокой стороне всех цеховых трансформаторных подстанций необходимо установить выключатели нагрузки. Их выбор осуществляется аналогично вакуумным выключателям. Приведем пример выбора выключателя нагрузки для ТП3, поскольку условия его работы являются самыми тяжелыми по сравнению с другими аналогичными выключателями.

Таблица 11.4

Выбор выключателей нагрузки

Условие выбора

Расчётные данные

Каталожные данные



ВНР-10/400

Uном³Uраб

Uраб=10 кВ

Uном=10 кВ

Iном³Iраб

Iрmax =72,74А

Iном=400 А

Iдн³Iуд

Iуд=15,85 кА

Iдн=25 кА

Iтерм. ст. ³ Iк

Iк =6,23 кА

Iтерм. ст =10 кА

Bт³Bk

Bk=6,232× (0,5+0,01) =19,79 кА2×с

Bт=102×1=100 кА2×с


Для остальных ТП принимаем к установке также ВНР-10/400.

Трансформаторы напряжения выбираются:

) по номинальному напряжению;

) по конструкции и схеме соединения обмоток;

3) по классу точности;

)        по вторичной нагрузке;

Для выбора по вторичной нагрузке определяют мощность, которая потребляется катушками электроизмерительных приборов, подключенных к данному трансформатору.

Номинальная мощность трансформатора напряжения Sн должна быть больше или равна суммарной активной и реактивной мощности, потребляемой параллельными катушками приборов и реле.

, (11.11)

где  - суммарная активная мощность, потребляемая катушками приборов, Вт;

 - реактивная мощность, вар.

Значения мощностей Рпр, потребляемых электрическими приборами (табл. П7.8, [1]).

Камера КСО трансформатора напряжения на шинах РП комплектуется ИТН типа НАМИ-10, с соединением обмоток по схеме Y0/Y0/ - 0, Uн=10кВ со встроенным предохранителем ПКТ. Вторичную нагрузку трансформатора определим как суммарную из таблицы 11.5.

Таблица 11.5

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения:

Наименование прибора

Тип прибора

Потребляемая мощность одной катушки, Вт

Число катушек

cosφ

sinφ

Общая потребляемая мощность







Рпр, Вт

Qпр, вар

Вольтметр

Э335

2

4

1

0

8

0

Счётчик активной энергии

СА4-И672М

2

1

0,24

0,97

2

7,76

Счётчик реактивной энергии

СР4-И676М

3

2

0,24

0,97

6

23,2

Суммарная активная и реактивная мощности, потребляемые катушками приборов

16

30,96


Суммарная активная и реактивная мощность по (11.11):

ВА.

Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности Кт = 0,5 Sном=75 В∙А. Проверка по выражению (11.11):

 В∙А

Неравенство выполняется, следовательно, трансформатор напряжения выбран правильно.

Принимаем трансформатор напряжения типа НАМИ-10, Uн=10кВ. Предохранитель: ПКТ102-10, Iн=31,5 А.

Трансформаторы тока выбираются:

) по номинальному току первичной цепи;

) по конструкции и классу точности;

) по вторичной нагрузке.

Номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока должна быть не меньше суммы мощности Sпр, потребляемой приборами, и мощности, теряемой в проводах и контактах:

, (11.12)

где r - сопротивления проводов и контактов, Ом;

I2 - ток вторичной обмотки, А;

Sпр - мощность, потребляемая приборами, В×А.

Сопротивление всех переходных контактов (стр.80, [1]) принимаем равным rкон = 0,1 Ом; величину вторичного тока принимаем равной I2=5 А.

Сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами:

 (11.13)

Далее определяется сечение контрольно-измерительных проводов для соединения в неполную звезду:

; (11.14)

для соединения в полную звезду:

. (11.15)

Трансформаторы проверяются по условиям электродинамической и термической устойчивости. Условие электродинамической устойчивости:

, (11.16)

где iу - ударный ток кз по расчету;

kэд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

 - номинальный первичный ток трансформатора.

Условие термической устойчивости:

Вт³Вк. (11.17)

Для тех трансформаторов тока, для которых в каталогах указаны ток электродинамической стойкости и ток термической стойкости, кратность электродинамической стойкости и кратность термической стойкости рассчитывается по формулам (11.16) и (11.17).

Результаты выбора и проверки трансформаторов тока, установленных в ячейках кабельного ввода и секционного выключателя представлены в таблице 11.6.

Таблица 11.6

Результаты выбора трансформаторов тока:

Условия выбора

Данные ТПОЛ-10-0,5/5 У3


Каталожные

Расчетные



Кабельный ввод

Секционный выключатель

Uн ³ Uр

10

10

10

Iн1 ³ Iр

600

287,54

143,77

kдин ³ kд. р

81


Вт³Вк

Bk=6,242× (1,6+0,01) = 62,69 кА2×с

Bт=322×3=3072 кА2×с


Трансформаторы тока, установленные в ячейках отходящих линий выбираются и проверяются аналогично и представлены в таблице 11.7.

Таблица 11.7

Результаты выбора и проверки трансформаторов тока:

Линия

Тип ТТ

Iн1/ Iн2

ГПП-РП

ТПОЛ-10-0,5/5 У3

600/5

Секц. выключатель

ТПОЛ-10-0,5/5 У3

600/5

РП-Т1 ТП1

ТПОЛ-10-1,0/5 У3

600/5

РП-ТП3

ТПОЛ-10-1,0/5 У3

600/5

РП-Т2 ТП1

ТПОЛ-10-1,0/5 У3

600/5

РП-ТП2

ТПОЛ-10-1,0/5 У3

600/5


Выбранные трансформаторы тока проходят по условиям электродинамической и термической стойкости, следовательно, принимаем на кабельном вводе и секционном выключателе трансформаторы тока типа ТПОЛ-10-0,5/5 У3, а на отходящих линиях трансформаторы тока типа ТПОЛ-10-1,0/5 У3.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока, установленных на отходящих линиях, представлена в таблице 11.8.

Таблица 11.8

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

Наименование прибора

Тип прибора

Кол-во

Нагрузка фаз, В·А




А

В

С

Амперметр

Э-335

1


0,5


Счётчик активной энергии

СА4-И672М

1

2,5


2,5

Счётчик реактивной энергии

СР4-И676М

1

2,5


2,5

Суммарная нагрузка

5

0,5

5


Наиболее нагруженными являются трансформаторы тока фаз А и С.

Сопротивление проводов между трансформатором тока и измерительными приборами по выражению (11.13):

Ом.

Контрольные кабели выполняются медными (=19 Ом∙мм2/км), длину кабелей l примем условно 2 м (высота камеры КСО), схема соединений обмоток ИТТ - неполная звезда. Тогда:


Принимаем по (П4.4 [1]) контрольный кабель КРВГ-2,5 мм2, Iдоп=40 А.

Выберем автоматические выключатели, установленные за трансформаторами цеховых ТП.

Выбор для однотрансорфматорных ТП производим по условию:

, (11.18)

где Iна - номинальный ток автомата, А;

Iнт - номинальный ток трансформатора.

, (11.19)

Iнр - номинальный ток теплового расцепителя выключателя, А.

Выбор для двухтрансформаторных ТП выбор производим по условию:

; (11.20), . (11.21)

Выберем выключатель для подстанции ТП1. По условию (11.20), (11.21):

.

По [1] выбираем выключатель ВА53-41 с Iна=1600 А, Iнр=1280 А. Выбор выключателей для остальных подстанций аналогичен.

Данные представим в таблице 11.9.

Таблица 11.9

Выбор автоматических выключателей на низкой стороне ТП

№ ТП

Sт, кВА

Iтп, А

Тип выключателя

Iна, А

Iнр, А

ТП1, ТП4

2х630

1273,05

ВА55-41

1600

1280

ТП2, ТП3, ТП5, ТП6

630

909,3

ВА53-41

1000

1000


Номинальные токи секционных автоматов выбираются на ступень ниже, чем номинальные токи вводных автоматов. Произведем выбор трансформаторов тока типа ТНШЛ с номинальным током первичной обмотки, соответствующим расчётному току за трансформатором для каждой ТП.

Таблица 11.10

Выбор трансформаторов тока ТНШЛ

№ ТП

Sт, кВА

Iтп, А

Тип трансформатора

Iнтт, А

ТП1, ТП4

2х630

1273,05

ТНШЛ-1500/5

1500

ТП2, ТП3, ТП5, ТП6

630

909,3

ТНШЛ-1000/5

1000


Выберем автоматические выключатели для защиты конденсаторных установок. Конденсаторные установки должны иметь защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени. Номинальный ток БНК определяется по формуле:

 (11.22)

Выбор осуществляется с учётом следующего условия:

; (11.23)

. (11.24)

Для БНК типа АКУ-0,4-240-20У3 получаем по (11.22), (11.23) и (11.24):


Выбираем по [1] автомат с комбинированным расцепителем ВА51-37 с Iна=400А, Iнр=400 А. Аналогично для остальных БНК. Результаты расчета сводим в таблицу 11.11

Таблица 11.11

Автоматические выключатели для БНК

ТП

Кол-во

Тип БНК

Qном, квар

Iнк, А

Автомат

ТП1

2

АКУ-0,4-175-25У3

175

252,6

ВА51-37, Iна=400 А, Iнр=400 А

ТП2

1

АКУ-0,4-100-10У3

100

144,3

ВА51-33, Iна=160 А, Iнр=160 А

ТП3

1

АКУ-0,4-380-20У3

380

548,5

ВА51-39, Iна=630 А, Iнр=630 А

ТП4, ТП5

2

АКУ-0,4-125-25У3

125

180,42

ВА51-35, Iна=250 А, Iнр=200 А

ТП6

1

АКУ-0,4-260-25У3

260

375,3

ВА51-37, Iна=400 А, Iнр=400 А


В цепи БНК также необходимо установить ИТТ. Устанавливаем шинные проходные ИТТ типа ТШП 0,66. Выбор этих трансформаторов тока будем производить по току первичной цепи. Выбор сводим в таблицу 11.12.

Таблица 11.12

Выбор ИТТ для БНК

ТП

Тип БНК

Qном, квар

Iнк, А

Тип ИТТ

Iн1/ Iн2

ТП1

АКУ-0,4-175-25У3

175

252,6

ТШП-0,66-400-0,5

400/5

ТП2

АКУ-0,4-100-10У3

100

144,3

ТШП-0,66-250-0,5

250/5

ТП3

АКУ-0,4-380-20У3

380

548,5

ТШП-0,66-600-0,5

600/5

ТП4,ТП5

АКУ-0,4-125-25У3

125

180,42

ТШП-0,66-250-0,5

250/5

ТП6

АКУ-0,4-260-25У3

260

375,3

ТШП-0,66-400-0,5

400/5


12. Расчет электрической сети освещения


При соблюдении нормированных показателей качества напряжения на зажимах осветительных приборов, допускается осуществлять питание рабочего, аварийного и эвакуационного освещения от удалённой от ТП силовой сети.

Рабочее и аварийное освещение получает питание от двухтрансформаторной ТП, расположенной в корпусе. Расстояние от щитков освещения до ТП составляет 40 м.

Рис.12.1 Схема питания осветительных щитков

Осветительные щитки предназначены для приема и распределения электроэнергии в осветительных установках, для управления освещением, а также для защиты групповых линий при длительных перегрузках и коротких замыканиях. Щитки выбираются с учетом условий окружающей среды, количества присоединяемых к ним линий, их расчетных токов и требуемых защитных аппаратов.

Для питания освещения с лампами ДРЛ используются осветительные щитки напольной установки ПР41 с конденсаторами. Групповые осветительные щитки располагаются в помещениях с благоприятными условиями среды и удобных для обслуживания, по возможности ближе к центру питаемых от них нагрузок. В цехах промышленных предприятий щитки устанавливаются у главных входов в цех таким образом, чтобы с места их установки были видны отключаемые ряды светильников. Централизованное управление освещением осуществляется путем использования автоматических выключателей, защищающих групповые линии. Для управления освещением отдельных помещений предусмотрены выключатели, устанавливаемые внутри этого помещения.

Для групповых линий рабочего освещения выбираем щиткок ПР41-4304-43У4 имеющего:

1)      один вводной автоматический выключатель АЕ 2046;

2)      три однополюсных выключателя АЕ 2040;

)        семь трехполюсных выключателей АЕ 2046.

Для линий аварийного освещения выбираем щиток - ПР41-4303-43У3.

Во всех помещениях примем к использованию провода марки АПРВ с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией в х/б оплетке в оболочке из поливинилхлоридного пластиката. В цеху будем применять открытые осветительные электропроводки: кабелями и изолированными проводами с оболочкой, прокладываемыми как непосредственно по строительным элементам зданий, так и на лотках и тросах. Питающие линии выполняем кабелями марки АВВГ, способ прокладки - в лотках. Механическая прочность обеспечивается применением проводов и кабелей алюминиевые жилы которых должны быть не менее 2,5 мм2 в сечении. Наибольшее значение при выборе сечения жил проводов и кабелей является условие обеспечения допустимой потери напряжения. Допустимое значение потерь напряжения в осветительной сети рассчитывают по формуле:

, (12.1)

где  - номинальное напряжение при холостом ходе трансформатора;

 - минимально допустимое напряжение у наиболее удалённых ламп;

 - потери напряжения в трансформаторе, %.

Определим потери напряжения в трансформаторе ТМГ-630/10 с номинальными параметрами:

 кВ,  кВ,  кВт, .

Расчетная осветительная нагрузка:

, (12.2)

где  - коэффициент спроса осветительной нагрузки;

 - коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре газоразрядной лампы (1,1 для ламп ДРЛ и 1,2 для люминесцентных ламп);

 - номинальная мощность лампы.

 кВт.

Потери напряжения в трансформаторе по (5.3) - (5.5):

;

;


Тогда:

.

Сечение проводов осветительной сети определяют по формуле

, (12.3)

где  - момент нагрузки, кВт∙м;

-расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от системы напряжения, системы сети и материала проводника по (табл.12.11, [2]).

В общем случае момент нагрузки вычисляют по формуле:

, (12.4)

где  - расчётная нагрузка, кВт,

 - длина участка, м.

Если группа светильников одинаковой мощности присоединена к линии с равными интервалами, то:

, (12.5)

где  - расстояние от осветительного щитка до первого светильника, м.

Если линия состоит из нескольких участков с одинаковым сечением и различными нагрузками, то суммарный момент нагрузки равен сумме моментов нагрузок отдельных участков.

При расчёте разветвлённой осветительной сети на минимум проводникового материала сечение проводников для участка сети до разветвления равно:

, (12.6)

где  - приведённый момент нагрузки, кВт×м.

Приведённый момент определяют по формуле:

, (12.7)

где  - сумма моментов данного и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом проводов линии, что и на данном участке, кВт∙м;

 - сумма приведённых моментов участков с другим числом проводов, кВт∙м;

 - коэффициент приведения моментов (табл.12.12, [2]).

Определив по  сечение проводника участка (его округляют до стандартного большего), по  и фактическому моменту участка вычисляются действительное значение потери напряжения на участке:

. (12.8)

Последующие участки рассчитываются аналогично по оставшейся потере напряжения:

. (12.9)

Для определения минимального сечения проводников по условию обеспечения необходимого уровня напряжения необходимо определить приведённый момент для питающего участка.

Рис.12.2 Расчетная схема для определения моментов нагрузки

Рабочее освещение:

момент питающей линии:

 кВт×м.

групповых линий:

;

 кВт×м;

 кВт×м;

 кВт×м;


Аварийное освещение:

момент питающей линии:

кВт×м.

момент групповых линий:

 кВт×м;

 кВт×м;

кВт×м.

Определим приведенный момент для питающей линии:


Сечение питающей линии:

 мм2.

Выбираем кабель АВВГ-5´4:  А для прокладки в воздухе.

Выполняем расчет питающей линии по допустимому нагреву:

для групповой сети с лампами ДРЛ  примем равным 0,95, для ЛЛ 0,9.

 А.

Так как 24,2<27 А, то выбранное по допустимой потере напряжения сечение жил кабеля проходит по нагреву расчетным током.

Потеря напряжения на питающем участке слишком велика, поэтому целесообразно увеличить сечение жил питающей линии до 6 мм2: Выбираем кабель АВВГ-5´6:  А.

.

Допустимая потеря напряжения для последующих участков:

.

Выбор сечения для оставшихся линий сведём в таблицу 12.1.

Таблица 12.1

Выбор сечений по допустимой потере напряжения

Линия      , кВт×мДлина линии , мС

, %Сечение по допустимой потере напряжения, q, мм2Сечение участка по допусти-мой нагрузке, q, мм2Маркировка применяемого проводника и его сечение, %








 

С1

1341,1

40

48

7,52

3,72

4

АВВГ-5´6

4,66

С3

242,01

69,8

48

2,86

1,76

2,5

АПРВ 5 (1´2,5)

2,02

С4

206,44

63,2

48

2,86

1,5

2,5

АПРВ 5 (1´2,5)

1,72

С5

250,1

71,3

48

2,86

1,82

2,5

АПРВ 5 (1´2,5)

2,08

С6

4,85

5,0

8

2,86

0,22

2,5

АПРВ 3 (1´2,5)

0,24

С7

0,61

3,2

8

2,62

0,029

2,5

АПРВ 3 (1´2,5)

0,03

С8

1,72

5,5

8

2,62

0,08

2,5

0,09

Аварийное освещение

С2

17,36

40

8

7,52

0,29

2,5

АВВГ - 3´2,5

0,87

С9

7,52

49,8

8

6,65

0,14

2,5

АПРВ 3 (1´2,5)

0,38

С10

0,12

5,5

8

6,65

0,002

2,5

АПРВ 3 (1´2,5)

0,006


Для выбора защитных аппаратов установленных в групповых осветительных щитках необходимо первоначально определить значение расчётного тока для каждой из групповых линий.

Расчётная мощность осветительной нагрузки определяется по формуле:

, (12.10)

где  - коэффициент спроса осветительной нагрузки (принимается равным 1 для промышленных помещений);  - установленная мощность ламп, Вт;  - количество ламп в светильнике.

Расчётный ток групповой сети определяют по следующим формулам

а) для трёхфазных линий

 (12.11)

б) для однофазных линий

. (12.12)

Для защиты групповых и питающих линий будем использовать автоматические выключатели с комбинированным расцепителем. Условием выбора будет являться:

) , где -номинальный ток выключателя, А.

) ,

где к - отношение тока срабатывания аппарата защиты к расчетному току осветительной линии; определяется по табл.8.1 [2],

-номинальный ток расцепителя.

Мощность питающей линии определяется следующим образом:

. (12.13)

Ток нагрузки в питающей линии определяется с учётом средневзвешенного коэффициента активной мощности:

. (12.14)

Данные необходимые для проведения расчёта мощности и токов линий приведены в таблице 12.2.

Таблица 12.2

Расчет токов линий и выбор выключателей

Номер групповой линии

Число фаз

, кВт, АIз/IроТип выключателя, А, А







Рабочее освещение

C1

3

0,948

15,84

23,33

1,4

АЕ2046

63

40

С3

3

0,5

4,9

14,2

1,4

АЕ2046

63

20

С4

3

0,5

4,9

14,2

1,4

АЕ2046

63

20

С5

3

0,5

4,9

14,2

1,4

АЕ2046

63

20

С6

1

0,9

0,504

2,43

1,0

АЕ2040

63

2,5

Аварийное освещение

С2

1

0,99

0,247

1,08

1,0

АЕ2040

63

1,25

С9

1

1

0,225

0,98

1,0

АЕ2040

63

1,0

С10

1

0,9

0,0216

0,1

1,0

АЕ2040

63

0,6


Выбранные сечения проводников должны соответствовать их защитным аппаратам, что проверяется по условию

, (12.15)

где -кратность длительно допустимого тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата ( для автоматических выключателей=1);-номинальный ток или ток срабатывания защитного аппарата;  - коэффициент прокладки. Для внутренней открытой проводки Кп примем 1,0. По этому условию допускается применение ближайшего меньшего сечения проводника, но не меньшего, чем это требуется по условию нагрева расчетным током, если сеть не нуждается в защите от перегрузки.

Таблица 12.3

Проверка выбранного сечения проводов и кабелей на соответствие защитным аппаратам

Номер групповой линии   АМаркировка применяемого проводника и его сечение

ААОкончательно принимаемый проводник







 

Рабочее освещение

C1

40

1

1

АВВГ (5´10)

42

40

АВВГ (5´10)

C3

10

1

1

АПРВ 5 (1´2,5)

24

10

АПРВ 5 (1´2,5)

С4

16

1

1

АПРВ 5 (1´2,5)

24

16

АПРВ 5 (1´2,5)

С5

4

1

1

АПРВ 3 (1´2,5)

24

4

АПРВ 3 (1´2,5)

С6

10

1

1

АПРВ 5 (1´2,5)

24

10

АПРВ 5 (1´2,5)

Аварийное освещение

С2

2,5

1

1

АВВГ (3´2,5)

19

2,5

АВВГ (3´2,5)

С9

2,5

1

1

АПРВ 3 (1´2,5)

24

2,5

АПРВ 3 (1´2,5)

С10

0,8

1

1

АПРВ 3 (1´2,5)

24

0,8

АПРВ 3 (1´2,5)


13. Релейная защита и автоматика


13.1 Выбор устройств релейной защиты и автоматики элементов электроснабжения завода


Согласно требованиям ПУЭ и ПТЭ проектируются к установке следующие виды РЗиА для элементов электроснабжения завода:

а) на кабельных линиях питающих РП предприятия от ГПП 110/10 кВ установим максимальную токовую защиту (МТЗ), токовую отсечку (ТО) без выдержки времени, автоматическое повторное включение (АПВ);

б) на секционном выключателе (выключатель марки ВВ/TEL/10/20/630) РП предприятия установим МТЗ и автоматический ввод резерва (АВР);

в) для защиты отходящих от РП к ТП магистралей примем к установке МТЗ, ТО без выдержки времени, защиту от замыканий на землю, токовую защиту нулевой последовательности от однофазных КЗ на землю в сети 0,4кВ;

г) защита секций и АВР на стороне 0,4кВ ТП осуществляется автоматическими выключателями (выбор автоматических выключателей был произведён в одиннадцатом разделе дипломного проекта);

д) защита элементов в сети 0,4кВ. Основной защитой в таких сетях является токовая защита. Защита осуществляется плавкими предохранителями и автоматическими выключателями, выбор которых был произведен в третьем разделе дипломного проекта.

13.2 Определение параметров срабатывания устройств РЗиА элементов электроснабжения завода


Так как объем дипломного проекта не предусматривает выбор параметров срабатывания релейной защиты и автоматики для всех элементов схемы, то в качестве примера, выберем параметры защиты секционного выключателя на РП.

Схема работает на постоянном (выпрямленном) оперативном токе. Источником оперативного переменного тока 220 В для питания цепей сигнализации и автоматики служат трансформаторы собственных нужд. Источником постоянного оперативного тока служит блок питания выключателя ВВ/TEL-10/20/630У3. В схеме ввода имеются специальные обмотки трансформаторов тока для подключения блоков питания.

13.2.1 Расчет уставок МТЗ и АВР секционного выключателя

Расчет МТЗ ведется в следующей последовательности.

Ток срабатывания защиты:

 (13.1)

где  - коэффициент отстройки реле;

 - коэффициент возврата реле;

 - коэффициент самозапуска электродвигателей.

Ток срабатывания реле МТЗ, А:

 (13.2)

где кСХ - коэффициент схемы; nТ - коэффициент трансформации трансформаторов тока. Ток срабатывания защиты можно принять:

 (13.3)

где IН - номинальный рабочий ток.

Номинальный рабочий ток определяется:

, (13.4)

где SН - номинальная мощность, принимаем равной мощности подключенных к секции трансформаторов, кВ. А; UН - номинальное напряжение, кВ. Определяется коэффициент чувствительности защиты при двухфазном коротком замыкании в минимальном режиме работы

 (13.5)

где IP MIN - минимальный ток в реле при двухфазном КЗ, А, определяемый как:

 (13.6)

где  - трехфазный ток короткого замыкания. По (13.3) номинальный ток равен:


Ток срабатывания защиты определяем по (13.3):


Ток срабатывания реле МТЗ по (13.2):


Минимальный ток в реле при двухфазном КЗ по (13.6):


Определяется коэффициент чувствительности защиты по (13.5):


Условие выполняется, МТЗ будет успешно срабатывать.

Для обеспечения селективной работы МТЗ принимаем выдержку времени защиты отходящих линий равной tсз л = 0,6 с. Выдержка времени МТЗ на секционном выключателе должна быть на ступень больше выдержки времени защиты отходящих линий.

tсз = tсз л + D t = 0,6 + 1,0 =1,6 с.

Время действия АВР выбирается по условиям:

) по условию отстройки от времени срабатывания защит, в зоне действия которых КЗ могут вызвать снижение напряжения

 (13.6)

где t1 - наибольшее время срабатывания защит присоединений, отходящих от шин;

Dt - ступень селективности, Dt = 0,6с для реле типа ЭВ.

) по условию согласования с другими видами устройств противоаварийной автоматики.

Принимаем время срабатывания АВР по (13.6) равным:


На листе 6 графической части показана принципиальная схема релейной защиты секционного выключателя на РП 10 кВ. Коротко опишем работу схемы защиты.

Релейная защита и автоматика секционного выключателя осуществляется блоком А (блок релейной защиты IPR-A), который осуществляет функцию "токовой отсечки", действующей некоторое время после включения секционного выключателя Q3 и "МТЗ" с выдержкой времени. Блок А также производит АВР выключателя и контролирует положение разъединителей QS1,QS2 и выключателя Q3.

В схеме имеется возможность ручного управления выключателем Q3 с помощью переключателя SA1 и кнопок SB1,SB2.

Контроль неисправностей питания осуществляется с помощь сигнальной лампы SB3. При отключенном выключателе и отсутствии неисправностей во вторичных цепях горят сигнальные лампы HL2 и HL4.

Для контроля температуры служит термостат SK1.

Коротко опишем работу схемы защиты.

При отключении одного из рабочих вводов (выключатель Q1 или Q2) срабатывает промежуточное реле KL2 и KL4. Реле KL4 своим контактом KL4 включает блок релейной защиты А. Реле KL2 подает сигнал на блок управления выключателем AF3 и выключатель включается. При включении Q3 гаснет сигнальная лампа HL2 и загорается HL1. Если включение выключателя произошло на короткое замыкание, то блок А функцией "токовой отсечки" отключит выключатель без выдержки времени и запретит его повторное включение. Если КЗ произошло через некоторое время после включения выключателя, то блок А функцией "МТЗ" отключит выключатель через промежуточное реле KL2 с выдержкой времени.

14. Электрические измерения, учет и экономия электроэнергии


Электрические измерения в сети электроснабжения предприятия необходимы для учета потребляемой электроэнергии, определение величин характеризующих режимы работы оборудования.

Установка амперметра производится в цепях, в которых необходим контроль тока (ввод РП, трансформаторы, отходящие линии, перемычки между секциями сборных шин, конденсаторные установки, некоторые электроприемники). При равномерной нагрузке обычно ток измеряется только в одной фазе. При неравномерной измерения производятся в каждой фазе раздельно.

Измерение напряжения производится на каждой секции сборных шин РП и ТП. В трехфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью вольтметры используются также для контроля изоляции. Для этой цели применяются три вольтметра, включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа НАМИ, присоединенный к секции РП.

На предприятии различают расчетный (коммерческий) и технический (контрольный) учет электроэнергии.

Расчетный учет электроэнергии предназначен для осуществления денежных расчетов за отпущенную потребителям электроэнергию. Устанавливаемые для этого электрические счетчики называются расчетными. Основные положения по организации и осуществлению расчетного учета на предприятиях заключаются в следующем:

) расчетные счетчики активной и реактивной энергии установлены на границе раздела (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и предприятия;

) счетчики реактивной энергии установлены на тех же элементах схемы, что и счетчики активной электроэнергии;

) счетчики активной энергии имеют класс точности 0,5; класс точности счетчика реактивной энергии выбирается на одну ступень ниже класса точности счетчика активной энергии;

) для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по двухставочному тарифу, предусмотрена установка счетчика с указанием максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при двух и более пунктах - применение автоматизированных систем учета электроэнергии.

Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия. Приборы технического учета находятся в ведении самих потребителей. Для их установки и снятия разрешения электроснабжающей организации не требуется. Для технического учета используются приборы класса точности 1,0, которые устанавливаются на низкой стороне ТП.

Правильное построение системы учета и контроля электропотребления способствует снижению нерационального расхода электроэнергии и облегчает составление электрических балансов, являющихся основой для анализа состояния электрического хозяйства и выявления возможных резервов экономии энергоресурсов на предприятии.

Для учета электроэнергии на заводе устанавливаем систему информационно - измерительную многоуровневого энергоконтроля СИМЭК. Данная автоматизированная система обеспечивает расчетный и технический учет электроэнергии, контроль и фиксацию превышения лимита электропотребления и максимальной получасовой мощности, а также позволяет обрабатывать информацию по сменной программе с выдачей результатов на табло или печатающее устройство.

Перечень измерительных приборов и места их установки указаны в таблице 14.1.

Таблица 14.1

Контрольно-измерительные приборы и места их установки

Цепь

Перечень приборов

Кабельная линия 10 кВ, питающая РП завода

Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии

Кабельная линия 10 кВ, питающая ТП цеха

Амперметр

Сборные шины 10 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, три вольтметра для измерения фазного напряжения

Трансформатор цеховой подстанции

Амперметр в каждой фазе, счетчик активной и реактивной энергии

Сборные шины 0,38/0,22 кВ

Вольтметр для измерения междуфазного напряжения

Секционный выключатель

Амперметр

Цепь БНК

Амперметр


Правильное построение системы учета и контроля электропотребления способствует снижению нерационального расхода электроэнергии. Для снижения расхода электроэнергии на предприятии внедряют частотные электроприводы на печах сушки выемных частей трансформаторов, энергосберегающую технологию изготовления дросселей для ламп ДНаТ, утепление фасада производственных корпусов.

15. Технико-экономические расчеты


На заводе по производству трансформаторов применяется централизованное построение энергоремонтной службы.

При централизованной организации ремонтно-эксплуатационной службы повышена ответственность отдела главного энергетика и энергоцеха за состояние цехового электрооборудования и электрических сетей. При этом обеспечивается более квалифицированная работа ремонтно-эксплуатационных участков, повышается контроль над состоянием электрических сетей и оборудования, их эксплуатацией, а также качеством выполняемых ремонтных работ и использованием рабочей силы.

Категорию энергохозяйства производственного корпуса определяем по общей расчетной активной мощности производственного корпуса завода по производству трансформаторов. Тогда, энергохозяйство завода имеет 3 категорию. На рисунке 15.1 приведена общая схема организационной структуры отдела главного энергетика (ОГЭ).

Во главе энергетического хозяйства стоит главный энергетик.

Основные функции главного энергетика:

1)      непосредственное административное и техническое руководство ОГЭ и энергоцеха;

2)      техническое и методическое руководство службами цеховых энергетиков;

)        надзор за правильной эксплуатацией электрооборудования;

)        нормирование энергоресурсам и их рациональное использование.

Рис.15.1 Схема организационной структуры ОГЭ

Штат ОГЭ включает в себя:

1)      главный энергетик - 1 чел.;

2)      бюро планирования, экономика и ППР - 1 чел.;

3)      проектно-конструкторское бюро - 1 чел.;

)        теплосантехническое бюро - 1 чел.;

)        вентиляционное бюро - 1 чел.;

итого инженерно-технических работников - 5 чел.

Количество служащих - 0 чел.;

Общий штат ОГЭ - 5 чел.

Штат ИТР лабораторий ОГЭ отсутствует.

В функции бюро планирования, экономики и ППР входят:

) учет энергетического оборудования и сетей, состоящих на балансе предприятия и находящихся в эксплуатации, на складах и в движении на предприятии; выдача разрешения на перемещение оборудования; разработка и внедрение классификаторов оборудования и сетей;

) оформление ввода в эксплуатацию и списание в установленном порядке энергетического оборудования и сетей; разработка и конкретизация отдельных нормативов системы ППР применительно к условиям предприятия;

) ведение ремонтной картотеки;

) составление годовых, сезонных и ежемесячных планов ППР энергетического оборудования и сетей.

Основной задачей проектно-конструкторского бюро электробюро является техническое обеспечение эксплуатации, ремонтных и монтажных работ, ведущихся энергетическим цехом. В этих целях бюро выполняет следующие функции:

) составление и корректировка исполнительных чертежей, схем и кабельных журналов на все эксплуатируемые электросети и установки;

) разработка и внедрение единой по предприятию системы нумерации сетей, сетевых устройств, технической документации;

) обеспечение эксплуатационных и ремонтных участков принципиальными, развернутыми и монтажными схемами на электрооборудование.

Теплосантехническое бюро выполняет те же функции, что и проектно-конструкторское бюро, но для теплового и сантехнического хозяйства предприятия. Оно помимо проектно-конструкторских функции несет функции инспекторского контроля, а также функции наладки соответствующего оборудования и сетей.

Вентиляционное бюро несёт функции аналогичные функциям теплосантехнического бюро, но для вентиляционного хозяйства предприятия.

Диспетчерское управление энергохозяйством является одной из важных форм оперативного вмешательства в выполнение сменно-суточных заданий на отдельном рабочем месте, участке и предприятия в целом.

Схема оперативно-диспетчерского управления энергохозяйством представлена на рисунке 15.2.

Диспетчирование в энергохозяйстве заключается в осуществлении непрерывного контроля и координировании работы отдельных элементов схемы электроснабжения, теплоснабжения, неполадок, возникающих в процессе эксплуатации.

В функции диспетчерской службы входят:

) систематический контроль и обеспечение ритмичности выполнения производственной программы по количеству, ассортименту, дате выпуска продукции

) координация работы производственных цехов и решение текущих вопросов по выпуску продукции

) предупреждение и оперативное устранение аварий.

Рисунок 15.2 - Схема оперативно-диспетчерского управления в энергохозяйстве, ДП - дежурный персонал.

Дежурный энергетик подчинен дежурному диспетчеру завода, административно и технически главному энергетику, а по линии управления электрическими и тепловыми сетями, связывающими предприятие с энергосистемой, диспетчеру электрических сетей и диспетчеру тепловых сетей.

В соответствии с производственными инструкциями дежурный энергетик руководит переключениями в заводских сетях, осуществляет контроль за запуском большого электрооборудования, выводит и вводит на ремонт электрооборудование. В аварийных ситуациях руководит операциями по ликвидации авариями с вызовом персонала и руководства.

Для текущего ремонта электрооборудования проектируемого цеха разрабатываем годовой план-график планово-предупредительного ремонта (ППР). Годовая трудоемкость ремонта и техобслуживания по цеху

Qу = Qкргод+Qтргод+Qтогод, (15.1)

где Qкргод - годовая трудоемкость капитального ремонта, чел×ч; Qтргод - годовая трудоемкость текущего ремонта, чел×ч; Qтогод - годовая трудоемкость техобслуживания, чел×ч;

Годовую трудоемкость определим по выражениям

Qкргод = Qкрплпл, (15.2)

где Qкрпл - плановая трудоемкость капитального ремонта, чел×ч; Тпл - плановая продолжительность ремонтного цикла, лет;

Qтргод=nтрпл×Qтрпл, (15.3)

где Qтрпл - плановая трудоемкость текущего ремонта, чел×ч; nтрпл - плановое количество текущих ремонтов в год

nтрпл = , (15.4)

где tпл - плановая продолжительность межремонтного периода, мес;

Qтогод = 1,2Qтрпл×Ксм, (15.5)

где Ксм - сменность работы рассматриваемой единицы оборудования.

Для обеспечения расчетов по станочному, подъемно-транспортному оборудованию допускаем использовать имеющиеся нормативы ремонтосложности В из [6] с последующим переводом полученной трудоемкости в принятую систему ППР.

Для текущих ремонтов в этом случае трудоемкость Qтрпл можно определить по выражению:

Qтрпл = 4,0×1,9×В, (15.6)

где число 4,0 представляет норму трудоемкости (чел×ч), приходящуюся на одну ремонтную единицу; число 1,9 - переводной коэффициент.

Аналогично для капитальных ремонтов

Qкрпл=15×0,6×В, (15.7)

где число 15 представляет норму трудоемкости (чел×ч), приходящуюся на одну ремонтную единицу; число 0,6 - переводной коэффициент.

Плановые продолжительности ремонтного цикла Тпл и межремонтного периода tпл по находим выражениям

Тпл = Ттабл×bк×bр×bu×bо×bс; (15.8)

tпл= tтабл×bк×bр×bu×bо×bс, (15.9)

где bк - коэффициент, учитывающий коллекторность машины. В рассматриваемом цехе коллекторные машины не применяются, bк=1;

bu - поправочный коэффициент использования, зависящий от фактического и табличного коэффициентов использования;


bр=2/Ксм, (15.10)

где bо - коэффициент, учитывающий, является ли оборудование основным.

bс - коэффициент, учитывающий относится оборудование к передвижным, bс=1.

Для проектируемого цеха по [10] Китаб =0,25, ТТАБ=12 лет, tТАБ=12 мес; КСМ=2.

Поправочный коэффициент использования определяется отношением Кифакитаб по [6], для универсально-фрезерного станка 0,16/0,25=0,56 bИ= 1,25. Коэффициент сменности по (16.10):

bР = 2/2 = 1.

Плановые продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода по (15.8) и (15.9):

ТПЛ = 12×1×1×1,25×1×1= 15;

tПЛ = 12×1×1×1,25×1×1=15.

Произведём пример расчета трудоемкостей для установленного в проектируемом цехе универсально-фрезерного станка, Кuфак =0,16.

По [6] определяем ремонтосложность для данного типа оборудования,

В=7.

Трудоемкость текущего ремонта по (15.6):

Qтрпл = 4,0×1,9×7,0 = 53,2 чел×ч.

Для капитального ремонта по (15.7):

Qкрпл = 15×0,6×7,0 = 63,0 чел×ч.

Годовые трудоемкости по (15.2), (15.3) и (15.5):

Qкргод = 63,0/15 = 4,2 чел×ч;

Qтргод=0,92×53,2 = 48,8 чел×ч;

nтрпл =  =0,92;

Qтогод = 1,2×53,2×2 = 127,7 чел×ч.

Расчет трудоемкостей по остальному оборудованию аналогичен, результаты сводим в таблицу 15.2, в таблице 15.1 - исходные данные к расчету.

Заполнение граф месяцев годового план графика планово-предупредительного ремонта делаем таким образом, чтобы суммарные помесячные трудоемкости между собой различались незначительно, для равномерной загрузки ремонтных рабочих в течение года.

Таблица 15.1

Исходные данные для расчёта трудоемкости ремонтов и техобслуживания оборудования

Тип и модель электрооборудования

Кол-во, ед

Кuфак

Кuтаб

Ттаб, лет

tтаб, мес

bк

bр

bu

bо р. ц/мж. п

bс

Тпл, лет

tпл, мес

В

Универсально-фрезерный станок

3

0,16

0,25

12

12

1

1

1,25

1

1

15

15

7

Вертикально-сверлильный станок

5

0,16

0,25

12

12

1

1

1,25

1

1

15

15

8

Намоточный станок

24

0,45

0,25

12

12

1

1

0,75

1

1

9

9

15

Токарно-винторезный станок

2

0,16

0,25

12

12

1

1

1,25

1

1

15

15

11,5

Токарный станок

8

0,16

0,25

12

12

1

1

1,25

1

1

15

15

27

Револьверный автомат

14

0,16

0,25

12

12

1

1

1,25

1

1

15

15

21,5

Точильно-шлифовальный станок

3

0,2

0,25

12

12

1

1

1,08

1

1

13

13

37


Таблица 15.2

Трудоемкости ремонтов и техобслуживания оборудования

Тип и модель оборудования

Кол-во ед.

nПЛтр

Qплкр, чел×ч

Qплтр, чел×ч

Qгодкр, чел×ч

Qгодто, чел×ч

Qгодто, чел×ч

Универсально-фрезерный станок

3

0,92

63

53,2

4,2

48,9

117,4

Вертикально-сверлильный станок

5

0,92

72

60,8

4,8

55,9

134,1

Намоточный станок

24

1,22

135

114

15

139,1

273,6

Токарно-винторезный станок

2

0,92

103,5

87,4

7,4

80,4

192,9

Токарный станок

8

0,92

243

205,2

16,2

188,8

453,1

Револьверный автомат

14

0,92

193,5

163,4

21,5

150,3

360,7

Точильно-шлифовальный станок

3

0,92

45

38

3

34,9

83,7


Таблица 15.3

План-график проведения планово-предупредительных ремонтов на 2010 год.

№ п/п

Наименование оборудования

ТПЛ,

tПЛ,

QТР, ПЛ

nТР, ГОД

QТР, ГОД

QКР, ПЛ

QКР, ГОД

QТО, ГОД

Месяцы



лет

мес

чел ч

шт

чел ч

чел ч

чел ч

чел ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

 Универсально-фрезерный

15

15

53,2

0,92

48,9

63

4,2

117,4


 

 

 

 

 

 

 

 

 

53,2

 

2

Универсально-фрезерный

15

15

53,2

0,92

48,9

63

4,2

117,4

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

53,2

3

Универсально-фрезерный

15

15

53,2

0,92

48,9

63

4,2

117,4

 

 

53,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Вертикально-сверлильный

15

15

60,8

0,92

55,9

72

4,8

134,1

 

 

 


 

 

 

 

 

 

60,8

 

5

Вертикально-сверлильный

15

15

60,8

0,92

55,9

72

4,8

134,1

 

 

 

 


 

 

 

 

 

 

60,8

6

Вертикально-сверлильный

15

15

60,8

0,92

55,9

72

134,1

 

 

 

 

 

60,8

 

 

 

 

 

 

7

Вертикально-сверлильный

15

15

60,8

0,92

55,9

72

4,8

134,1

 

 

 

 

 

 

60,8

 

 

 

 

 

8

Вертикально-сверлильный

15

15

60,8

0,92

55,9

72

4,8

134,1

 

 

 

 

 

 

 

60,8

 

 

 

 

9

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

13

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

14

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

15

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

114

 

 

 

 

 

16

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

 

 

17

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

 

18

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

19

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

20

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

21

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

22

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

15

273,6

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

23

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

 

24

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

 

25

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

114

 

 

 

 

 

 

 

26

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

27

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

28

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

29

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

 

30

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

 

31

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

 

32

Намоточный станок

9

9

114

1,22

139,1

135

15

273,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

33

Токарно-винторезный

15

15

87,4

0,92

80,4

103,5

7,4

192,9

 

 

 

 

 

 

 

 

87,4

 

 

 

34

Токарно-винторезный

15

15

87,4

0,92

80,4

103,5

7,4

192,9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

87,4

 

 

35

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1

205,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

36

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1

 

205,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

37

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1

 

 

205,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

38

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

243

16,2

453,1

 

 

 

205,2

 

 

 

 

 

 

 

 

39

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1



 

 

205,2

 

 

 

 

 

 

 

40

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1



 

 

 

205,2

 

 

 

 

 

 

41

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1



 

 

 

 

205,2

 

 

 

 

 

42

Токарный станок

15

15

205,2

0,92

188,8

243

16,2

453,1



 

 

 

 

 

205,2

 

 

 

 

43

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

 

163,4

 

 

 

44

 Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

 

 

163,4

 

 

45

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

 

 

 

163,4

 

46

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

 

 

 

 

163,4

47

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7

163,4


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

48

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7


163,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

49

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



163,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

163,4

 

 

 

 

 

 

 

 

51

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

163,4

 

 

 

 

 

 

 

52

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

163,4

 

 

 

 

 

 

53

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

163,4

 

 

 

 

 

54

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

163,4

 

 

 

 

55

Револьверный автомат

15

15

163,4

0,92

150,3

193,5

21,5

360,7



 

 

 

 

 

163,4

 

 

 

56

Точильно-шлиф. станок

13

13

38

0,92

34,9

45

3

83,7



 

 

 

38

 

 

 

 

 

 

57

Точильно-шлиф. станок

13

13

38

0,92

34,9

45

3

83,7



 

 

 

 

38

 

 

 

 

 

58

Точильно-шлиф. станок

13

13

38

0,92

34,9

45

3

83,7



 

 

 

 

 

38

 

 

 

 

59

Сумма

7494,4

 

829,5

16539,9

596,6

596,6

649,8

596,6

596,6

581,4

581,4

581,4

642,2

592,8

619,4

619,4






Определим явочную численность ремонтных рабочих Чяв по выражению:

Чяв = , (15.11)

где ФПОЛ - годовой полезный фонд рабочего времени одного рабочего, по [6] ФПОЛ=1750г;

g - коэффициент перевыполнения норм, по [6] g=1,05.

Чяв = (829,5+7494,4+16539,9) /1750×1,05 = 14 чел.

Оплату труда ремонтных рабочих будем осуществлять по повременно-премиальной системе. Тогда фонд годовой их заработной платы с учетом процентов премиальной надбавки и социального страхования составит

 (15.12)

где Sт - месячная тарифная ставка рабочего четвертого (среднего) разряда, на 2004 год составляла S4= 101,073 тыс. руб.;

Кпр - коэффициент премиальной надбавки, 40%;

Ксс - коэффициент социального страхования, 35%.

 млн. руб.

Годовое потребление электроэнергии W инструментального завода найдем по формуле:

W=Wсил+Wосв+DW; (15.13)

Wсилсил×Тмакс; (15.14)

Wосвс×Росв×Тосв, (15.15)

где Wсил - энергия, потребления силовой нагрузкой, тыс. кВт×ч;

Wосв - энергия на освещение, тыс. кВт×ч;

DW - годовая величина потерь электроэнергии в сетях (после

компенсации), тыс. кВт×ч;

Тосв - число часов использования в году максимума осветительной нагрузки, для предприятия, работающего в две смены по [20] Тосв=2250 ч/год;

Росв - мощность осветительных приборов, кВт;

Рсил - максимальная активная нагрузка силовых электроприемников, кВт;

Кс - коэффициент спроса, принимаемый 0,85¸ 0,95.

По рассчитанным ранее значениям мощности и потерь электроэнергии для блока цехов, используя формулы (15.13), (15.14) и (15.15), имеем:

Wсил= 3632,0×4500 = 16,34·106 кВт×ч;

Wосв=0,95× 369,0 × 2250 = 0,79·106 кВт×ч.

DW= 0,39·106 кВт×ч (из раздела 9 пояснительной записки).

Тогда сумма:

W = (16,34 + 0,79 + 0,39) ·106 = 17,52·106 кВт×ч.

Максимальное значение потребляемой активной мощности определяется как:

Рмакс= W / Tмакс, (15.16)

Рмакс=17,52×106 /4500 = 3893,3 кВт.

Стоимость полезного кВт×ч Спол находится по выражению:

, (15.17)

где Пэл - плата за электрическую энергию, тыс. руб; коэффициент 1,1 учитывает накладные цеховые и общезаводские расходы в размере 10% от Иэкс; Wпол - полезное потребление электроэнергии предприятием:

Wпол = W - DW. (15.18)

Плата за электрическую энергию определяется как:

Пэл= а×Рмакс+b×W. (15.19)

Подставляем известные величины в (15.19):

Пэл=269784×3893,3+209× 17,52×106= 4712 млн. руб.

По (15.18) определяем полезное потребление электроэнергии:

Wпол= (17,52-0,39) ·106 = 17,13 ·106 кВт×ч.

Тогда стоимость полезного кВт×ч по (15.17):

 руб/кВт·ч.

Экономический эффект от установки КУ определяется разностью приведенных затрат:

DЗ=З12, (15.20)

где З1 - приведенные затраты до установки конденсаторных установок, тыс. руб.; З2 - приведенные затраты после их установки, тыс. руб. В приведенных затратах также учитываются сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.

З11пот; (15.21)

З2н×Ккуку2пот, (15.22)

где И1пот и И2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и энергосистемы, тыс. руб.; Кку - стоимость установленных конденсаторных установок, тыс. руб.; Ику - издержки на эксплуатации конденсаторных установок, тыс. руб. Издержки на конденсаторные установки включают в себя:

Икуам куэкс купот ку., (15.23)

где Иам ку - амортизационные отчисления на конденсаторные установки; Иэкс ку - эксплуатационные расходы; Ипот ку - стоимость потерь электроэнергии в конденсаторных установках, принимаем удельные потери в конденсаторах 0,004 кВт/квар. Срок окупаемости КУ:

 (15.24)

где И2пот - суммарные издержки после компенсации.

Результаты сводим в таблицу 15.4.

Таблица 15.4

Технико-экономические показатели

Наименование показателей

Обозначение

Ед. измерения

Величина

1

2

3

4

5

1

Суммарная мощность цеховых трансформаторов

Sтр

М×ВА

5,04

2

Максимальная потребляемая мощность

Рмакс

МВт

3,89

3

Время использования максимума нагрузки

Тмакс

ч/год

4500

4

Годовое потребление энергии

W

млн. кВт×ч

17,52

5

Потери электроэнергии (после компенсации)

DW

млн. кВт×ч

0,39

6

Мощность КУ на напряжении 0,4 кВ

QКУ

квар

1340

7

Стоимость основных фондов

КОФ

млн. руб.

256,05

8

Амортизационные отчисления

Иам

млн. руб.

10,96

9

Расходы на эксплуатацию

Иэкс

млн. руб.

6,92

10

Средний тариф

bср

руб. /кВт×ч

268,95

11

Стоимость потребленной электроэнергии

Пэл

млн. руб.

4712

12

Стоимость потерь электроэнергии

Ипот

млн. руб.

104,5

13

Экономия потерь за счет установки КУ

DWэк

тыс. кВт×ч

390,0

14

Стоимость полезного кВт×ч энергии

Спол

руб. /кВт×ч

276,2

15

Годовой экономический эффект КУ

D3

млн. руб.

6,79

16

Срок окупаемости КУ

ТОК

год

4,7

17

Приведенные затраты выбранного варианта электроснабжения.

3

млн. руб.

153,1

18

Годовая трудоёмкость ремонтов и техобслуживания по участку цеха

Qгод

чел. ×ч

24864,8

19

Численность ремонтного персонала

Ч рем

чел

14

20

Фонд зарплаты ремонтного персонала

млн. руб. 32,09




16. Охрана труда


16.1 Характеристика условий труда механосборочного цеха


В цеху установлены фрезерные, шлифовальные, токарные, токарно-револьверные, намоточные и сверлильные станки. При их эксплуатации на рабочий персонал воздействуют такие вредные факторы, как шум, запыленность, загазованность, опасность поражения электрическим током, условия микроклимата.

Предельно допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот, уровни звука и эквивалентные уровни звука на рабочих местах приведены в таблице 16.1.

Таблица 16.1

Вид трудовой деятельности, рабочие места

Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц

Уровень звука, эквивалентный уровень звука, дБА


31,5

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000


Выполнение всех видов работ на рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятия

107

95

87

82

78

75

73

71

69

80


Предельно допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работающих от производственных источников, нагретых до темного свечения приведены в таблице 16.2.

Таблица 16.2

Облучаемая поверхность тела, %

Интенсивность теплового облучения, Вт/м2, не более

50 и более

35

25-50

70

не более 25

100


Значения нормированной минимальной освещенности приведены в таблице 16.3.

Таблица 16.3

Характеристика зрительной работы

Наименьший или эквивалентный размер объекта различения, мм

Разряд зрительной работы

Подразряд зрительной работы

Контраст объекта различения с фоном

Характеристика фона

Освещенность, лк







При системе комбинированного освещения

При системе общего освещения







Всего

В том числе от общего


Высокой точности

От 0,30 до 0,50

III

а

Малый

Темный

2000 1500

200 200

500 400




б

Малый Средний

Средний Темный

1000 750

200 200

300 200




в

Малый Средний Большой

Светлый Средний Темный

750 600

200 200

300 200




г

Средний Большой Большой

Светлый Светлый Средний

400

200

200

Средней точности

Свыше 0,5 до 1,0

IV

а

Малый

Темный

750

200

300




б

Малый Средний

Средний Темный

500

200

200




в

Малый Средний Большой

Светлый Средний Темный

400

200

200




г

Средний Большой Большой

Светлый Светлый Средний



200

Рабочей зоной является пространство до 2-х метров по высоте от уровня пола или площадки с местами постоянного или временного пребывания работающих. Постоянным считается рабочее место, на котором работающий находится более 50% рабочего времени за смену или более 2-х часов непрерывно.

Метеорологические условия рабочей зоны определяются совместным действием на организм человека температуры, относительной влажности, скорости движения воздуха и интенсивности теплового излучения.

Оптимальные микроклиматические условия - это сочетание параметров микроклимата, которое обеспечивает сохранение нормального теплового состояния организма без нарушения реакций терморегуляции и создает предпосылки для высокого уровня работоспособности.

Допустимые микроклиматические условия могут вызвать некоторое напряжение реакций терморегуляции (дискомфортные тепловые ощущения), но последние не приводят к нарушению здоровья и быстро нормализуются.

Оптимальные и допустимые величины температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха приведены в таблице 16.4.

Таблица 16.4

Нормируемые величины температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений

Период года

Категория работ

Температура, 0С

Относительная влажность, %

Скорость движения, м/с



Оптимальная

Допустимая

Оптимальная

Допустимая на рабочих местах постоянных и непостоянных

Оптимальная

Допустимая на рабочих местах постоянных и непостоянных




Верхняя граница

Нижняя граница








На рабочих местах








Постоянных

Непостоянных

Постоянных

Непостоянных





Холодный

Средней тяжести IIа

18-20

23

24

17

15

40-60

75

0,2

Не более 0,3


Средней тяжести IIб

17-19

21

28

15

13

40-60

75

0,2

Не более 0,4

Теплый

Средней тяжести IIа

21-23

27

29

18

17

40-60

65 (при 26 0С)

0,3

0,2-0,4


Средней тяжести IIб

20-22

27

29

16

15

40-60

70 (при 25 0С)

0,3

0,2-0,5


Физические работы средней тяжести - виды деятельности с расходом энергии в пределах 151-250 ккал/ч (175-290 Вт). К категории работ IIа относятся работы, связанные с постоянной ходьбой, с перемещением предметов весом до 1 кг в положении стоя или сидя (151-200 ккал/ч), к категории IIб - связанные с ходьбой, перемещением и переноской тяжестей до 10 кг (энергозатраты 201-250 ккал/ч).

16.2 Меры безопасности при эксплуатации оборудования механосборочного цеха


К самостоятельной работе на станках допускается персонал, прошедший обучение, проверку знаний инструкций по охране труда и имеющий соответствующую запись в квалификационном удостоверении о результатах проверки знаний и квалификации. Периодичность проверки знаний I раз в год, повторного инструктажа - не менее 1 раза в квартал.

Ремонтный персонал предприятий, допущенный к работе на металлообрабатывающих или абразивных станках, специально обучен и имеет соответствующую запись в удостоверении на право производства специальных работ.

Конструкция станков и оборудования мастерских соответствует ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.2.007.0. Кроме того, металлообрабатывающие станки соответствуют требованиям ГОСТ 12.2.009.

Каждому станку присваивается инвентарный номер. V станка (или группы станков) вывешивается список лиц, имеющих право работать на нем (них), и табличка с указанием должностного лица (из числа специалистов), ответственного за содержание в исправном состоянии и безопасную эксплуатацию станочного оборудования в цехе (на участке).

На рабочем месте у станка вывешивается хорошо читаемая выписка из инструкции по охране труда, в которой указываются для работающего на станке основные требования по безопасным приемам работы, а также требования к защитным, предохранительным и блокировочным устройствам. При наличии станков одной группы в помещении достаточно одной выписки из инструкции по охране труда, вывешенной на видном месте, доступном для работающих.

Стационарные станки устанавливаются на прочных фундаментах или основаниях и тщательно выверены, надежно закреплены и окрашены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026.

Вновь установленные или вышедшие из капитального ремонта станки и приспособления вводятся в работу после приемки их комиссией и составления соответствующего акта, утвержденного главным инженером предприятия.

Органы ручного управления станком выполнены и расположены так, чтобы пользование ими было удобно, не приводило к защемлению и наталкиванию руки на другие органы управления и части станка и чтобы в возможно большей степени исключалось случайное воздействие на эти органы.

Запрещается:

) работа на неисправных станках и оборудовании, а также на станках с неисправными или незакрепленными ограждениями;

) выполнение ремонта оборудования и замена рабочих органов (ножей, пил, абразивных кругов и т.п.) без отключения электропривода и коммутационных аппаратов с видимым разрывом электрической цепи (или принятием других мер по предотвращению подачи напряжения) и закрытия вентилей в трубопроводах подачи масла, пара, воздуха, воды, эмульсии и т.п. в соответствии с правилами безопасности при эксплуатации электроустановок и другими правилами;

) установка штепсельных розеток и вилок, не соответствующих напряжению сети;

) применение рубильников открытого типа или с прорезями в кожухах для рукоятки или ножей.

Металлические части оборудования, которые могут вследствие повреждения изоляции оказаться под напряжением, заземлены (занулены) в соответствии с "Правилами устройства электроустановок".

Станок отключен от питающей сети вводным выключателем ручного действия, размещенным в безопасном и удобном для обслуживания месте: в случае прекращения подачи электроэнергии; во время перерыва в работе или в аварийной ситуации, которая может вызвать поломку оборудования, порчу обрабатываемой заготовки и травмирование; при закреплении или установке на станке обрабатываемой детали и снятии ее, а также чистке и смазке, уборке опилок и стружки.

Ширина цеховых проходов и проездов, расстояния между металлорежущими или деревообрабатывающими станками и элементами зданий установлены в зависимости от применяемого оборудования, транспортных средств, обрабатываемых заготовок и материалов и соответствуют требованиям "Санитарных норм проектирования промышленных предприятий", "Строительных норм и правил", "Правил техники безопасности для предприятий автомобильного транспорта", а также нормам и правилам пожарной безопасности.

Уровень освещенности на рабочем месте соответствует требованиям действующих санитарных норм и правил. Станки снабжены пристроенными или встроенными устройствами местного освещения зоны обработки. В устройствах пристроенного типа предусмотрена возможность удобной, надежной установки и фиксации светильников в требуемом положении.

Напряжение для питания пристроенных светильников местного освещения с лампами накаливания не более 42 В.

Сопротивление изоляции электрооборудования станка, измеренное мегаомметром на напряжение 500 - 1000 В между замкнутыми накоротко проводами силовых и соединенных непосредственно с ними цепей управления и сигнализации, с одной стороны, и цепью защиты, включающей корпус станка, с другой стороны, не менее 1 МОм.

Проверка непрерывности цепи защиты производится внешним осмотром. При возникновении сомнений проверяется сопротивление между контактным зажимом наружного защитного провода и любой незащищенной электропроводящей частью электрооборудования и корпуса станка. Значение этого сопротивления не превышает 0,1 Ом.

В универсальных станках, предназначенных для обработки заготовок диаметром до 630 мм включительно, зона обработки ограждается защитным устройством (экраном). Со стороны, противоположной рабочему месту, в этой зоне также устанавливается экран. Зажимные патроны универсальных токарных и токарно-револьверных станков должны иметь ограждения, легко отводимые для установки и снятия заготовок и не ограничивающие технологических возможностей станков.

В токарно-карусельных станках планшайба имеет ограждение, не затрудняющее их обслуживание. При расположении верхней плоскости планшайбы на высоте более 700 мм от пола она имеет сплошное перемещаемое ограждение на 50 - 100 мм выше уровня этой плоскости и дополнительно. съемные щиты высотой 400 - 500 мм. При расположении плоскости планшайбы на высоте менее 700 мм от пола она имеет стационарное ограждение в виде обода. Верх его располагается на уровне низа Т-образных пазов планшайбы на расстоянии не менее 100 мм от нее. На ограждении установлены съемные щитки Г-образной формы, горизонтальная полка которых доходит (с зазором) до периферии планшайбы, а вертикальная до пола. Универсальные станки в случае выполнения на них токарных работ оборудуются устройством, ограждающим пруток со стороны задней части шпинделя. Работать с прутком, выступающим за ограждающее устройство, не допускается. Прутковый материал, подаваемый для обработки на станках, не должен иметь кривизны.

Резцы закрепляют с минимально возможным, вылетом из резцедержателя (вылет не должен превышать более чем в 1,5 раза высоту державки резца) и не менее чем двумя болтами. Режущая кромка резца выставляется по оси обрабатываемой детали. Для правильной установки резцов относительно оси центров и надежности их крепления в суппорте используют шлифованные прокладки, соответствующие линейным размерам опорной части державки резцов.

При обработке вязких металлов (сталей), дающих сливную ленточную стружку, применяются резцы с выкружками, накладными стружколомателями или стружкозавивателями. При обработке хрупких металлов (чугуна, бронзы и др.) и образовании мелкодробленой стальной стружки используются защитные устройства: специальные стружкоотводчики, прозрачные экраны или индивидуальные щитки (для защиты лица).

При работе на станке запрещается:

) пользоваться неисправными зажимными патронами;

) пользоваться патронами с изношенными рабочими плоскостями кулачков;

) работать при скоростном резании с невращающимся центром задней бабки;

) работать со сработанными или забитыми центрами; - работать без закрепления патрона сухарями, предотвращающими самоотвинчивание при обратном вращении;

) тормозить вращение шпинделя нажимом руки на вращающиеся части станка или детали;

) оставлять в револьверной головке инструмент, не используемый при обработке данной детали;

) находиться между деталью и станком при установке детали на станок;

) придерживать руками конец отрезаемой тяжелой детали или заготовки;

) класть детали, инструмент и другие предметы на станину станка и крышку передней бабки;

) закладывать и подавать рукой в шпиндель обрабатываемый пруток при включенном станке;

) измерять обрабатываемую деталь (скобой, калибром, масштабной линейкой, штангенциркулем, микрометром и т.п.) до останова станка, отвода суппорта и револьверной головки на безопасное расстояние;

) затачивать короткие резцы без соответствующей оправки.

В универсальных фрезерных станках консольных и с крестовым столом шириной 320 мм и более, а также во всех фрезерных станках с программным управлением операция закрепления инструмента механизирована, а органы управления приводом для закрепления инструмента удобно расположены.

В горизонтально-фрезерных станках и вертикально-фрезерных высотой не более 2,5 м задняя часть шпинделя вместе с выступающим концом винта для закрепления инструмента, а также выступающий из поддержки конец фрезерной оправки ограждаются быстро-съемными кожухами.

В универсальных фрезерных станках, консольных и с крестовым столом шириной до 630 мм, время остановки шпинделя (без инструмента) после его выключения должно составлять не более 6 с.

При скоростном фрезеровании применяются ограждения и приспособления для улавливания и удаления стружки (специальные стружкоотводчики, улавливающие и отводящие стружку в стружко-сборник), прозрачные экраны или индивидуальные средства защиты (очки, щитки).

На вертикально-фрезерных станках для закрепления фрез используются специальные механические приспособления (шомпола, штревели и др.). В конструкциях этих станков предусмотрены устройства, обеспечивающие удобный и безопасный доступ к указанным приспособлениям при смене инструмента.

Конструкция сборных фрез предусматривает надежное и прочное крепление зубьев или пластин из твердого сплава в корпусе фрезы, исключающее выпадение их во время работы. Перед установкой фрезы проверяется целостность и правильность заточки пластин.

Использовать пластины, имеющие выкрошившиеся места, трещины, прижоги, а также режущий инструмент с затупленными кромками не допускается.

При установке и смене фрез на станке применяются специальные приспособления или высокопрочные перчатки, предотвращающие порезы рук.

При смене обрабатываемой детали или ее измерении станок останавливают, режущий инструмент отводят на безопасное расстояние.

Все детали, предназначенные для обработки, за исключением особо тяжелых, устанавливаются в соответствующие приспособления (тиски, кондукторы и т.п.), закрепляемые на столе (плите) сверлильного станка, и крепиться в них. Для крепления тонкого листового металла применяют специальные приспособления (гидравлические, рычажные и др.).

К столу станка тиски крепят болтами, соответствующими размеру паза стола; возможно также крепление деталей прижимными планками, упорами и т.п.

Стружка из просверленных отверстий удаляется гидравлическим способом, магнитами, металлическими крючками и др. только после остановки станка и отвода инструмента.

Запрещается:

) вставлять или вынимать сверло или другой инструмент из шпинделя до полного прекращения его вращения. Удалять сверла из шпинделя следует специальным клином, который нельзя оставлять в пазу шпинделя;

) использовать на станках инструмент с забитыми или изношенными конусами и хвостовиками;

) проверять рукой остроту режущих кромок инструмента во время работы станка, глубину отверстия и выход сверла из отверстия в детали, охлаждать сверла мокрой тряпкой;

) подводить трубопровод эмульсионного охлаждения к инструменту или производить его крепление, а также переналадку станка во время работы;

) работать на сверлильных станках в рукавицах при сверлении. Установка и снятие крупногабаритных деталей производится в рукавицах только после остановки станка.

16.3 Расчет зануления


Занулением называется преднамеренное электрическое соединение с нулевым проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Зануление превращает замыкание в однофазное короткое замыкание, в результате чего, срабатывает токовая защита и селективно отключает повреждённый участок сети. Зануление применяется в сети с заземлённой нейтралью напряжением до 1 кВ, в сети постоянного тока, если средняя точка источника тока заземлена, в однофазных сетях переменного тока с заземленным выводом.

Рис.16.1 Принципиальная схема зануления. 1-корпус; 2 - аппараты защиты от токов к. з. (предохранители, автоматы); R0 - сопротивление заземления нейтрали источника тока; Rп - сопротивление повторного заземления нулевого защитного проводника; Iк - ток к. з.; Iн - часть тока к. з., протекающая через нулевой проводник; Iз - часть тока к. з., протекающая через землю.

Защитное отключение - быстродействующая защита, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении в ней опасности поражения человека током. Такая опасность может возникнуть при замыкании фазы на корпус, снижении сопротивления изоляции сети ниже определённого предела, в случае прикосновении человека непосредственно к токоведущей части, находящейся под напряжением.

Нулевой защитный проводник предназначен для обеспечения необходимого отключения установки значения тока путем создания для этого тока цепи с малым сопротивлением.

Назначение заземления нейтрали - снижение напряжения зануленных корпусов относительно земли до безопасного значения при замыкании фазы на землю.

Назначение повторного заземления нулевого защитного проводника - снижение напряжения на корпус относительно земли при замыкании фазы на корпус в случае исправной схемы и в случае обрыва нулевого защитного проводника.

Согласно ПУЭ в электроустановках напряжением до 1кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства (R0), к которому присоединены нейтрали генераторов или трансформаторов или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более величин, указанных в таблице 16.5 при линейных напряжениях Uл сети.

Таблица 16.5

Uл, В

660

380

220

R0, Ом

2

4

8


Общее сопротивление растеканию заземлителей всех повторных заземлений нулевого рабочего провода каждой ВЛ в любое время года должно быть не более величин, указанных в таблице 16.6 при линейных напряжениях Uл сети.

Таблица 16.6

Uл, В660380220




RН, Ом

15

30

60


Расчет зануления на отключающую способность

Решение сводится к проверке соблюдения условия:

, (16.1)

где  - значение тока однофазного к. з.;

 - наименьшее допустимое значение тока к. з., при котором происходит срабатывание защитного аппарата.

, (16.2)

где  - номинальный ток плавкой вставки предохранителя электродвигателя;

k - коэффициент кратности тока (для предохранителей k=3).

Полное сопротивление петли "фаза-нуль":

, (16.3)

где ,  - активные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

,  - внутренние индуктивные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

 - внешнее индуктивное сопротивление петли "фаза-нуль" (0,02 Ом).

Значение тока однофазного к. з, проходящего в схеме в аварийном режиме:

 (16.4)

где  - фазное напряжение, В;

 - полное сопротивление трансформатора, Ом.

Произведем расчет защитного зануления на примере токарно-винторезного станка, установленного в механосборочном цехе.


А > 375 А, значит условие (16.1) выполняется и отключающая способность системы зануления обеспечена.

17. Конструкция и технические характеристики трансформаторов ТМГ


Трехфазные масляные трансформаторы ТМГ предназначены для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного (от плюс 40 до минус 45°С) или холодного (от плюс 40 до минус 60°С) климата. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры изделий в недопустимых пределах. Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибрации, ударов, в химически активной среде. Высота установки над уровнем моря не более 1000 м.

Номинальная частота 50 Гц. Регулирование напряжения осуществляется в диапазоне до ± 5 % на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) переключением ответвлений обмотки ВН ступенями по 2,5 %.

Трансформаторы ТМГ герметичного исполнения, без маслорасширителей. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака за счет пластичной их деформации.

Для контроля уровня масла трансформаторы снабжаются маслоуказателем поплавкового типа.

17.1 Трансформаторы ТМГ 11, ТМГ 13, ТМГМШ


Трехфазные масляные трансформаторы ТМГ 11 (трансформаторы ТМГ серии 1 модификации 1) предназначены для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного (от плюс 40 до минус 45°С) или холодного (от плюс 40 до минус 60°С) климата. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры изделий в недопустимых пределах. Номинальная частота 50 Гц. Регулирование напряжения осуществляется в диапазоне до ± 5% на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) переключением ответвлений обмотки ВН ступенями по 2,5 %.

Для контроля внутреннего давления в баке и сигнализации в случае превышения им допустимых величин в трансформаторах, размещаемых в помещении, предусматривается по заказу потребителя установка электроконтактного мановакуумметра.

Для измерения температуры верхних слоев масла и управления внешними электрическими цепями трансформаторы мощностью от 630 до 1600 кВ·А по заказу потребителя комплектуются манометрическим сигнализирующим термометром.

Для предотвращения возникновения избыточного давления в баке сверх допустимого в трансформаторах мощностью от 16 до 63 кВА устанавливается предохранительный клапан. Для контроля внутреннего давления в баке и сигнализации в случае превышения им допустимых величин в трансформаторах мощностью 100 кВА и выше, размещаемых в помещении, предусматривается по заказу потребителя установка электроконтактного мановакуумметра.

Для измерения температуры верхних слоев масла на крышке трансформаторов предусмотрена гильза для установки жидкостного стеклянного термометра.

Для измерения температуры верхних слоев масла и управления внешними электрическими цепями трансформаторы мощностью 1000 и 1250 кВА по заказу потребителя комплектуются манометрическим сигнализирующим термометром.

Трансформаторы ТМГ 13 предназначены для потребителей, у которых уровень потерь короткого замыкания несущественно влияет на вопросы энергосбережения.

Трансформаторы ТМГМШ предназначены для потребителей с повышенными требованиями к уровню шума и к уровню потерь холостого хода.

17.2 Трансформаторы серии ТМГСУ


Трехфазные масляные трансформаторы серии ТМГСУ (ТМГ с симметрирующим устройством) предназначены для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного (от плюс 40 до минус 45°С) или холодного (от плюс 40 до минус 60°С) климата. Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры изделий в недопустимых пределах. Трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибрации, ударов, в химически активной среде. Высота установки над уровнем моря не более 1000м. Трансформаторы серии ТМГСУ обеспечивают поддержание симметричности фазных напряжений в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии с неравномерной пофазной нагрузкой. Сопротивление нулевой последовательности трансформаторов серии ТМГСУ в среднем в три раза меньше, чем у трансформаторов с соответствующими параметрами без симметрирующего устройства. Номинальная частота 50 Гц. Регулирование напряжения осуществляется в диапазоне до + 5 % на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) переключением ответвлений обмотки ВН ступенями по 2,5 %.

Трансформаторы серии ТМГСУ также герметичного исполнения, без маслорасширителей. Для предотвращения возникновения избыточного давления в баке сверх допустимого в трансформаторах мощностью от 25 до 63 кВ·А устанавливается предохранительный клапан.

Таблица 17.1

Технические характеристики трансформаторов ТМГСУ

Тип трансформатора

Помин, мощность, кВ-А

Потери, Вт

Ток Х. Х., %

Масса, кг



х. х.

к. з.

 

масла

полная

ТМГСУ-25/10-У1

25

115

600

2,8

65

280

ТМГСУ-40/10-У1

40

155

880

2,6

98

370

ТМГСУ-63/10-У1

63

220

1280

1,8

130

420

ТМГСУ - 100/10-У 1

100

270

1970

1,2

152

540

ТМГСУ-160/10-У 1

160

410

2600

1,0

175

680

ТМГСУ-250/10-У1

250

580

3700

0,8

250

950


17.3 Преимущества трансформаторов серии ТМГСУ


В этих трансформаторах ликвидировано явление перегрева потоками нулевой последовательности при неравномерной нагрузке фаз и при ее суммарной мощности равной или ниже номинальной.

Трансформаторы с СУ улучшают работу защиты и повышают безопасность работы электрической сети. В них резко снижено разрушающее воздействие на обмотки токов при однофазных коротких замыканиях.

СУ значительно улучшает синусоидальность формы кривой изменения напряжения при наличии в сети нелинейных нагрузок (люминесцентных ламп, выпрямительных устройств, сварочных аппаратов и т.п.), что крайне важно при питании многих чувствительных приборов (ЭВМ, аппаратуры автоматики, телевизоров).

Сокращен "скачок" повышения напряжения до допустимой величины на здоровых фазах при однофазных коротких замыканиях в сети 0,38 кВ.

СУ снимает повышенный шум трансформаторов при их неравномерной нагрузке по фазам, что важно при установке их в трансформаторные подстанции, встроенные в жилые здания.

Вместе с тем симметрирование системы фазных напряжений при неравномерной нагрузке фаз благодаря устранению явления "смещения нулевой точки", так же, как и при использовании трансформаторов У/Zh обеспечивает токоприемники качественным напряжением, что значительно сокращает выход из строя и продлевает срок службы электрических машин, ламп освещения, схем автоматики, электрооборудования бытовых приборов и пр.

Трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун с СУ имеют ту же нулевую группу, что и трансформаторы со схемой соединения обмоток У/Ун без СУ. Это позволяет использовать их в одних и тех же сетях, где нагрузка в основном:

трехфазная симметричная (заводы, комплексы) - трансформаторы У/Ун;

однофазная (коммунально-бытовая) - трансформаторы У/Ун с СУ. Причем они могут работать:

) параллельно;

) в кольце;

) раздельно.

СУ сокращает потери электроэнергии в самих трансформаторах и в электросети. Использование СУ в усредненной электрической сети с трансформатором мощностью 100 кВ·А (при токе в нулевом проводе, равном 25 % от номинального фазного) позволяет снизить потери электрической энергии от несимметрии напряжения только за один год эксплуатации на 1693 кВт·ч (по сравнению с сетью с трансформаторами У/Ун без СУ) и на 454 кВт·ч (по сравнению с сетью с трансформаторами У/Zh). Поэтому повышение стоимости серийных трансформаторов типа ТМГСУ 1-го и 2-го габаритов, по сравнению с ТМГ, окупается в среднем за 6 месяцев.

17.4 Преимущества трансформаторов типа ТМГ


) Трансформаторы изготавливаются в герметичном исполнении с полным заполнением маслом, без расширителя и без воздушной или газовой подушки.

) Контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла.

) Перед заливкой масло дегазируется, заливка его в бак производится в специальной вакуумзаливочной камере при глубоком вакууме, что обеспечивает удаление из масла растворенного в нем воздуха, удаление из изоляции воздушных включений, тем самым предотвращается окисление масла, обеспечивается высокая электрическая прочность изоляции трансформатора.

В трансформаторах типа ТМЗ при хранении и эксплуатации необходимо систематически контролировать обязательное наличие избыточного давления азота (необходимо его подкачивать даже при наличии полной герметизации), так как возможно снижение давления азота за счёт поглощения его маслом.

Суммарные расходы на выполнение всех вышеизложенных работ в течение срока эксплуатации трансформаторов типа ТМ и ТМЗ достигают от 40 до 63 % полной стоимости трансформатора (в зависимости от его мощности).

) Круглая форма обмоток и ярмовые балки повышенной жесткости, выполненные из швеллера, обеспечивают устойчивость трансформаторов при коротких замыканиях.

На листе 8 графической части представлен чертеж трансформатора ТМГ 630/10 и его технические характеристики.

Литература


1. Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В. Н.: "Электроснабжение промышленных предприятий". Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию. - Мн.: БГПА, 1998.

. Козловская В.Б. Электрическое освещение: справочник /В.Б. Козловская, В.Н. Радкевич, В.Н. Сацукевич. - Мн.: БНТУ, 2007.

. Радкевич В.Н. "Расчет компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий". Учебно-метод. Пособие по курсовому т дипломному проектированию. - Мн.: БНТУ, 2004.

. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Герасименко А.А., Федин В. Т.: "Передача и распределение электрической энергии". Учебное пособие. - Ростов-на-Дону: "Феникс", 2006.

.В.П. Керного. Методическое пособие по экономическому обоснованию дипломных проектов для студентов специальности 01.01.08. - Мн.: БПИ, 1984.

Похожие работы на - Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением свыше 1кВ

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!