Реконструкция системы электроснабжения производственной базы КФ АО 'Казахвзрывпром'

Реконструкция системы электроснабжения производственной базы КФ АО 'Казахвзрывпром'

реферат

Дипломный проект на тему «Реконструкция системы электроснабжения производственной базы КФ АО «Казахвзрывпром» рассматривает вопросы электроснабжения, защиты и автоматизации системы электроснабжения предприятия.

Пояснительная записка включает в себя: разделов 6, страниц , таблиц 23

Графическая часть состоит из 6 чертежей формата А1.

Список использованных источников включает 22 наименования.

Ключевые слова: мощность, электроэнергия, ток, короткое замыкание, лампа, трансформатор, защита.

Содержание

Введение

. Краткая характеристика объекта

. Электроснабжение

.1 Расчет электрических нагрузок

.1.1 Определение центра электрических нагрузок предприятия

.1.2 Построение картограммы электрических нагрузок

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

.2.2 Определение количества ТП

.2.3 Определение расчетных нагрузок ТП - 0,38 кВ

.2.4 Компенсация реактивной мощности

2.2.5 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП

.2.6 Выбор сечения кабельных линий

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Определение расчетной нагрузки предприятия

.3.2 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

2.5 Определение величины токов короткого замыкания (к.з.)

2.5.1 Расчет токов к.з на напряжении выше 1000 В системы электроснабжения

2.5.2 Расчет токов к.з. на напряжении 0,38 кВ

.6 Выбор и проверка основного электрооборудования

.6.1 Коммутационные аппараты напряжением выше 1кВ

.6.2Выбор трансформаторов тока и напряжения

.6.3 Выбор шин

.6.4 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з

.6.5 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38кВ

.7 Защита сетей от аварийных режимов

.7.1 Защита линий электропередачи напряжением выше 1кВ

. Проектирование вентиляции

.1 Состояние вопроса и постановка задачи проектирования

3.2 Решение задачи с применением конкретных инженерных разработок

3.3 Определение экономической эффективности специальной части

4. Организация эксплуатации электрохозяйства

5 Охрана труда и окружающей среды

.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

.2 Мероприятия по охране окружающей среды

. Основные технико-экономические показатели проекта

Заключение

Список использованных источников

Введение

Актуальность темы дипломного проекта связанна с тем, что в 1988 года , когда были введены в эксплуатацию кабельные сети КФ АО «Казахвзрыв пром» на территории предприятия имелось всего несколько потребителей. С увеличением количества взрывных работ требовалось расширение базы. Это все привело к строительству на территории новых цехов и складского помещения. В связи с этим увеличилась нагрузка предприятия, это требует установки оборудования, замены кабельных линий, которые за более чем 20 лет пришли в негодность, и не выдерживают новых нагрузок.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи. При проектирование учесть экономические стороны вопроса, выбрать рациональное напряжение сети, определить число и мощность ТП, а так же оптимальные сечение кабелей, во избежание лишних затрат на реконструкцию системы электроснабжения. Также следует заострить внимание на организацию охраны труда данного предприятия.

Задачей при разработки электрических сетей является разработка сети, отвечающей требованиям качества электроэнергии, экономичности и надежности.

1. Краткая характеристика предприятия

Костанайский филиал акционерного общества «Казахвзрывпром» занимается буровзрывными работами на территории Северного и Западного Казахстана, а также производством коронок для буровых машин и приготовлением «Эмульсии».

Электроснабжение территории КФ АО «Казахвзрывпром» осуществляется от подстанции «Костанайская», которая является основным источником питания электрической энергии.

Производственная база КФ АО «Казахвзрывпром» была введена в эксплуатацию в 1988 году. Предприятие расположено в городе Костанай по улице: Киевская, 44/1.

На территории предприятия находится 1 административно - бытовой комплекс, 3 цеха , 1 отапливаемый гаража, 1 складское помещение,1 склад ГСМ, 1 насосная, территория асфальтирована и имеется площадка для стоянки автотранспорта.

КФ АО «Казахвзрывпром» выполняет работы в полном объеме. Связано это с востребованностью буровзрывных работ на территории Казахстана.

Данное предприятие питается от подстанции «Костанайская» 110/10 кВ по кабельной лини КЛ-10 кВ длинной 1,9 км.

2. Электроснабжение

.1 Расчёт электрических нагрузок

Определение расчётных мощностей объекта

Расчётную нагрузку определяем методом коэффициента спроса, коэффициент спроса определяем по справочным данным [1].

Определяем расчётную силовую активную нагрузку потребителя, кВт:

, кВт; (1)

где кс - коэффициент спроса;

Руст - установленная мощность объекта, кВт.

 кВт

Определяем расчётную силовую реактивную нагрузку, кВАр:

, кВАр; (2)

где tgφ - коэффициент реактивной мощности нагрузки.

 кВАр.

Определяем расчётную активную нагрузку электроосвещения потребителя, кВт:

Расчетная нагрузка электроосвещения определяется по методу удельной мощности на единицу производственной площади.

 , кВт; (3)

где F - площадь помещения, м2;

Руд.о. - удельная мощность электроосвещения на 1 м2 производственной площади, кВт/м2. Удельная нагрузка освещения Руд определяется по справочным данным [1] в зависимости от вида источников света (газоразрядные лампы).

 кВт.

Определяем расчётную реактивную нагрузку электроосвещения потребителя, кВАр:

 , кВАр ; (4)

где tgφос - коэффициент реактивной мощности осветительной нагрузки.

 кВАр.

Суммарные расчетные нагрузки определяем по формулам:

 , кВт (5)

 , кВАр (6)

кВт,

кВАр.

Определяем полную расчётную мощность, кВА:

, кВА; (7)

кВА.

Результаты расчетов электрических нагрузок на напряжении 0,38 кВ сводят в таблицу 1.

2.1.1 Определение центра электрических нагрузок предприятия

Определяем координаты ЦЭН по активной нагрузке; см:

 , (8)

 , (9)

электрический нагрузка трансформатор сеть

где Ррi - расчетные активные нагрузки потребителей, кВт;

Xi, Yi - расстояние от центра круга по картограмме нагрузок до координатных осей X и Y, выбранных произвольно, см.

,

Определяем координаты ЦЭН по реактивной нагрузке; см:

 (10)

 (11)

где Qрi - расчетные реактивные нагрузки потребителей, кВАр.

Результаты определения ЦЭН сводятся в результирующую таблицу 2.

2.1.2 Построение картограммы электрических нагрузок

Определяем радиус картограммы активной нагрузки; см:

, см; (12)

где Рр - расчетная активная мощность с учетом освещения, кВт;

= 3,14;

m - масштаб, кВт/см2 ,

m = 10 кВт/см2.

 см.

Определяем радиус картограммы реактивной нагрузки; см:

, см ; (13)

где Qp - расчетная реактивная мощность с учетом освещения, кВАр.

Таблица 1

Расчет электрических нагрузок на напряжении 0,38 кВ

№ п.о ГП	Наименование	Pу, кВт	cosφ	tgφ	F, м²	Kc	Pуд, кВт/м²	Pр.с., кВт	Qр.с., кВАр	Pр.оc., кВт	Qр.оc., кВАр	Pp, кВт	Qр, кВАр	Sp, кВА
1	Гараж	190	0,85	0,62	1202,5	0,65	0,015	123,5	76,57	18,0375	8,658	141,54	85,228	165,217057
2	Насосная	180	0,85	0,62	150	0,8	0,015	144	89,28	2,25	1,08	146,25	90,36	171,912746
3	Склад	200	0,8	0,75	525	0,35	0,01	70	52,5	5,25	2,52	75,25	55,02	93,2188978
4	Цех №1	500	0,9	0,48	956	0,85	0,02	425	204	19,12	9,1776	444,12	213,178	492,632991
5	Ремонтно - механический цех	520	0,65	1,169	1275	0,4	0,015	208	243,15	19,125	9,18	227,13	252,332	339,495514
6	Склад ГСМ	10	0,8	0,75	50	0,35	0,01	3,5	2,625	0,5	0,24	4	2,865	4,92018546
7	Цех №2	540	0,9	0,48	585	0,85	0,02	459	220,32	11,7	5,616	470,7	225,936	522,11643
8	Контора	50	0,85	0,62	313	0,65	0,03	32,5	20,15	9,39	4,5072	41,89	24,6572	48,6081229
	Освещение цехов и территории завода				13770		0,0005			6,885	3,3048	6,885	3,3048	7,63707588
	Всего	2190

Таблица 2

Определение центра электрических нагрузок предприятия

№ по ГП	таблица№3 Определение центра эл-х нагрузок	Pp, кВт	Qр, кВАр	Xi, см	Yi, см	PрiXi, кВт∙см	QрiXi, кВАр∙см	PрiYi, кВт∙см	QрiYi, кВАр∙см	Xo.a.;см	Yo.a.;см
1	Гараж	141,5375	85,228	5,7	37,4	806,764	485,7996	5293,5025	3187,5272	22	19
2	Насосная	146,25	90,36	21,4	48,4	3129,75	1933,704	7078,5	4373,424
3	Склад	75,25	55,02	37,7	33	2836,93	2074,254	2483,25	1815,66
4	Цех №1	444,12	213,1776	6,5	13,5	2886,78	1385,6544	5995,62	2877,8976
5	Ремонтно - механический цех	227,125	252,332	25,1	13,5	5700,84	6333,5332	3066,1875	3406,482
6	Склад ГСМ	4	2,865	39,2	21	156,8	112,308	84	60,165
7	Цех №2	470,7	225,936	37,6	11,5	17698,3	8495,1936	5413,05	2598,264
8	41,89	24,6572	26,1	2,5	1093,33	643,55292	104,725	61,643	Xo.р.;см	Yo.р.;см
		1550,873	949,5758			34309,5	21463,9997	29518,835	18381,0628	22	19

Определяем угол раскрытия сектора; град:

 (14)

Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.

Таблица 3

Построение картограммы электрических нагрузок

№ п.о ГП	Построение картограммы эл нагрузок	Pp, кВт	Qр, кВАр	m , кВт/см²	rа,см	rр, см	Pp.оc., кВт	α, град
1	Гараж	142	85,23	10	2,1231	1,65	18	45
2	Насосная	146	90,36	10	2,1582	1,7	2,25	5
3	Склад	75,3	55,02	10	1,5481	1,32	5,25	25
4	Цех №1	444	213,2	10	3,7608	2,61	19,1	15
5	Ремонтно - механический цех	227	252,3	10	2,6895	2,83	19,1	30
6	Склад ГСМ	4	2,865	10	0,3569	0,3	0,5	45
7	Цех №2	471	225,9	10	3,8717	2,68	11,7	8
8	Контора	41,9	24,66	10	1,155	0,89	9,39	80

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Выбор схемы внутреннего электроснабжения производится, исходя из особенностей генерального плана предприятия, категории по надежности электроснабжения электроприёмников потребителей, режима работы электрической сети. С учетом этого выбирается конфигурация схемы электрической сети - радиальная или магистральная.

Рекомендуется наиболее ответственные и наиболее мощные потребители запитывать по радиальным ЛЭП, менее ответственные и менее мощные потребители - по магистральным ЛЭП, там, где это возможно.

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

На выбор оптимальной величины напряжения во внутренней схеме СЭС (1УР - 5УР) прежде всего влияют стандартные номинальные напряжения силовых электроприемников потребителей. В качестве напряжения внутреннего электроснабжения используем номинальное напряжение 0,38кВ, так как все потребители на территории предприятия рассчитаны на это напряжение.

2.2.2 Определение количества ТП

 (15)

.

Для потребителей с мощностью больше  количество ТП определяется по следующей формуле:

 (16)

Результаты определения количества ТП сводятся в результирующую таблицу 4.

Таблица 4

Определение количества ТП

№ п.о ГП	Наименование	Sp, кВА	Nтп1	Nтп2	Принятое количество ТП	№ потребителей, запитаннных от ТП
1	Гараж	165,217057	0,66087	0,07376	0	0
2	Насосная	171,912746	0,68765	0,07675	0	0
3	Склад	100,855974	0,40342	0,04502	0	0
4	Цех №1	492,632991	1,97053	0,21993	1	1,2,4
5	РМЦ	339,495514	1,35798	0,15156	1	3,5
6	Склад ГСМ	4,92018546	0,01968	0,0022	0	0
7	Цех №2	522,11643	2,08847	0,23309	1	6,7,8
8	Контора	48,6081229	0,19443	0,0217	0	0

2.2.3 Определение расчетных нагрузок ТП - 0,38 кВ

Определяем активную нагрузку ТП1; кВт:

 , кВт; (17)

где к0 - коэффициент одновременности, для ТП1 к0= 0,9 (к0 =1 при одном потребителе и к0= 0,9 при числе потребителей больше 1 - го [1]);

∑Ррi - суммарная активная нагрузка ТП; кВт.

кВт.

Определяем реактивную нагрузку ТП1; кВАр:

 , кВАр; (18)

где ∑Qрi - суммарная реактивная нагрузка ТП; кВАр.

 кВАр.

Определяем полную расчетную мощность ТП1, кВА:

 , кВА (19)

 кВА.

Результаты вычислений сводим в таблицу 5.

Таблица 5

Определение расчетных нагрузок ТП - 0,38 кВ

№ ТП	№ потребителей, подключенных к ТП	∑Рр, кВт	∑Qр, кВАр	Ko	PpТП, кВт	QрТП, кВАр	SрТП, кВА
1	1,2,4	731,908	388,766	0,9	658,717	349,889	745,875
2	3,5	302,375	307,352	0,9	272,138	276,617	388,041
3	6,7,8	516,59	253,458	0,9	464,931	228,112	517,877

2.2.4 Компенсация реактивной мощности

Определяем реактивную мощность компенсирующего устройства; кВАр:

 , кВАр; (20)

кВАр.

Выбираем конденсаторную батарею:

, кВАр (21)

кВАр

По справочникам [1] определяется тип стандартной комплектной конденсаторной установки.

Выбираем 2УК - 0,38 - 75 У3.

Определяем расчетную нагрузку после компенсации; кВА:

 , кВА ; (22)

кВА

Определяем значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности:

 , (23)

Значение коэффициента мощности на шинах ТП после компенсации реактивной мощности должно находиться в интервале значений 0,93 - 0,97.

Результаты расчета мощностей конденсаторных установок для цеховых ТП сводятся в таблицу 6.

.2.5 Выбор мощности силовых трансформаторов ТП

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов цеховых ТП предприятий производят при соответствующем технико-экономическом обосновании.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику приведенных расчетных затрат. Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов выполняется по полной расчетной нагрузке потребителей, подключенных к рассматриваемой подстанции, с учетом компенсации реактивной мощности.

Приведенные расчётные затраты определяются по следующему выражению:

З = р· Ктр +ИПЭ (24)

или

З = (Ен + Ра/100)·Ктр+(DРх·8760+К32·DРк·t)· Цэ , тыс. тен/год (25)

где ИПЭ - издержки на потерю электроэнергии, тыс. тен/год;

Ра - норматив амортизационных отчислений, для трансформаторов Ра=6,4%;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Ен=0,12;

Ктр - стоимость капитальных затрат на трансформатор[4], тыс. тен;

Цэ - стоимость потерь электрической энергии, тен/кВтч;

DРх - потери холостого хода трансформатора[4], кВт;

DРк - потери мощности режима короткого замыкания[4], кВт;

τ - время максимальных потерь, час:

; (26)

где Тм - время использования максимальной нагрузки, Тм =5000 ч;

Кз - коэффициент загрузки:

 (27)

где n - количество трансформаторов подстанции.

При сравнении вариантов для каждой ТП рассматривают трансформатор минимальной мощности обеспечивающей питание потребителей от одного трансформатора с учетом допустимой перегрузки, т.е. выбранный по условию:

Таблица 6

Расчет мощностей конденсаторных установок для цеховых ТП

№ ТП	№-№ электроприемников, запитанных от ТП	∑Pp , кВт	∑Qp , кВАр	Kо	Ppтп , кВт	Qpтп , кВАр	Принятая БК	Spк , кВА	Qку, кВАр	Qбк, кВАр	cosφк
1	1,2,4	731,908	388,766	0,9	658,717	349,889	2УК3-0,38-75У3	688,378	132,513	66,2564	0,95691
2	3,5	302,375	307,35	0,9	272,138	276,615	2УК4-0,38-100У3	282,717	186,81	93,4048	0,96258
3	6,7,8	516,59	253,45	0,9	464,931	228,105	2УК2-0,38-50У3	482,257	74,6778	37,3389	0,96407

 (28)

Выберем мощность трансформатора для ТП1:

 кВА

Выбираем ближайшее стандартное значение мощности и тип трансформатора Sн.т.=400 кВА, ТМ-400/0,38.

Определяем приведённые расчетные затраты на силовой трансформатор ТП1; тыс. тен/год:

 тыс. тен/год

Для этой же ТП просчитываем затраты на трансформаторы с большей мощностью. По результатам расчетов выбираем трансформатор с наименьшими затратами.

Результаты остальных расчетов сводим в таблицу 7.

2.2.6 Выбор сечения кабельных линий

При выборе сечения жил кабельных линий должны соблюдаться нормативные технические и экономические требования.

Сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей, характеризующих возможные варианты, позволяет произвести выбор наилучшего решения.

Выбираемые сечения проводников КЛ должны обязательно отвечать нормативным техническим требованиям:

·        расчетный ток линии не должен быть больше допустимого по длительному нагреву тока для данного сечения проводника;

·        сечение проводника должно быть термически стойким к протеканию токов к.з.;

·        потеря напряжения в проводнике не должна превышать допустимое значение;

Таблица 7

Выбор мощности трансформаторов ТП

№ ТП	SpкТП ,/1,4 кВА	Sнт , кВА	К, тыс. тенге	Рх, кВт	Рк, кВт	Кз	τ, час	Цэ, тен/кВт·ч	р, о.е.	рК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	491,69849	630	525	1,56	7,6	0,390	3410,9	12	0,184	96,6	211,35907	307,95907
	491,69849	1000	936,6	2,75	12,2	0,245	3410,9	12	0,184	172,3344	319,26199	491,59639
2	201,94043	400	373,2	1,05	5,5	0,252	3410,9	12	0,184	68,6688	124,7203	193,3891
	201,94043	630	525	1,56	7,6	0,160	3410,9	12	0,184	96,6	171,97761	268,57761
3	344,46922	400	373,2	1,05	5,5	0,430	3410,9	12	0,184	68,6688	152,11421	220,78301
	344,46922	630	525	1,56	7,6	0,273	3410,9	12	0,184	96,6	187,23723	283,83723

При выборе сечения проводников следует стремиться к обеспечению минимальных приведенных расчетных затрат на эксплуатацию электрических сетей.

Определяем аварийный ток для линии №1, участок ТП11 - РП5, А:

 А     (29)

 А

Определяем рабочий ток, А:

 А (30)

А

Далее по справочным данным определяем номинальный ток для каждого из выбранных сечений, и стоимость каждого сечения.

Определяем приведённые расчётные затраты для каждого из сечений; тыс. тен/год:

 , тыс тен/год ; (31)

где р - нормативный коэффициент отчислений от стоимости линии;

K - удельная стоимость линии, тыс.тен/км;

Iр- расчетный ток, А;

ro - удельное сопротивление линии, Ом/км;

t - время максимальных потерь электроэнергии, ч;

ЦЭ - стоимость потерь электроэнергии тен/кВт×ч.

 тыс тен/год

Для линии напряжением 0,38 кВ выбираем марку кабеля АВВГ 4 жилами

Результаты расчётов сводим в таблицу 8

Выбор сечения кабельных линий 10 кВ

Выбор сечения КЛ-10 кВ производим таким же образом как для КЛ - 0,38 кВ..Результаты расчётов сводим в таблицу 9.

Таблица 8

Выбор сечения КЛ 0,38 кВ

Участок	Pp , кВт	Qp , кВАр	Sp , кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	F, мм2	Iп , А	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км	р, о.е.	τ, час	Цэ, тен/кВт·ч	рК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ΔU, %
ТП1-РП1	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	50	175	0,59	0,06	477,7	0,15	3411	12	1,003	15,978	16,98	0,42
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	70	210	0,42	0,06	651,4	0,15	3411	12	1,367	11,374	12,74	0,31
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	95	255	0,31	0,06	811	0,15	3411	12	1,703	8,3953	10,09	0,23
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	120	295	0,25	0,06	915	0,15	3411	12	1,921	6,7704	8,69	0,19
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	150	335	0,2	0,06	1125,1	0,15	3411	12	2,362	5,4163	7,77	0,16
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	185	385	0,16	0,06	1392,3	0,15	3411	12	2,923	4,333	7,25	0,13
	141,54	85,23	165,2	125,5	251,026	0,014	2х95	510	0,155	0,06	1622	0,15	3411	12	3,402	4,1976	7,60	0,13
ТП1-РП2	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	50	175	0,59	0,06	477,7	0,15	3411	12	6,448	111,20	117,6	2,85
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	70	210	0,42	0,06	651,4	0,15	3411	12	8,793	79,164	87,95	2,08
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	95	255	0,31	0,06	811	0,15	3411	12	10,94	58,43	69,37	1,58
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	120	295	0,25	0,06	915	0,15	3411	12	12,35	47,12	59,47	1,30
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	150	335	0,2	0,06	1125,1	0,15	3411	12	15,18	37,697	52,88	1,08
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	185	385	0,16	0,06	1392,3	0,15	3411	12	18,79	30,157	0,89
	146,25	90,36	171,9	130,5	261,194	0,09	2х95	510	0,155	0,06	1622	0,15	3411	12	21,89	29,215	51,11	0,87
ТП2-РП3	75,25	55,02	93,2	70,81	141,631	0,03	50	175	0,59	0,06	477,7	0,15	3411	12	2,149	10,899	13,04	0,49
	75,25	55,02	93,2	70,81	141,631	0,03	70	210	0,42	0,06	651,4	0,15	3411	12	2,931	7,758	10,69	0,36
	75,25	55,02	93,2	70,81	141,631	0,03	95	255	0,31	0,06	811	0,15	3411	12	3,649	5,726	9,37	0,27
	75,25	55,02	93,2	70,81	141,631	0,03	120	295	0,25	0,06	915	0,15	3411	12	4,117	4,618	8,73	0,22
	75,25	55,02	93,2	70,81	141,631	0,03	150	335	0,2	0,06	1125,1	0,15	3411	12	5,062	3,694	8,75	0,19
ТП3-РП6	4	2,8	4,8	3,70	7,41837	0,022	50	175	0,59	0,06	477,7	0,15	3411	12	1,576	0,021	1,59	0,01
	4	2,8	4,88	3,70	7,41837	0,022	70	210	0,42	0,06	651,4	0,15	3411	12	2,149	0,015	2,16	0,014
ТП3-РП8	41,89	24,6	48,57	36,90	73,8083	0,071	50	175	0,59	0,06	477,7	0,15	3411	12	5,087	7,005	12,09		0,64
	41,89	24,6	48,57	36,90	73,8083	0,071	70	210	0,42	0,06	651,4	0,15	3411	12	6,937	4,986	11,92		0,46
	41,89	24,6	48,57	36,90	73,8083	0,071	95	255	0,31	0,06	811	0,15	3411	12	8,637	3,680	12,31		0,35
	41,89	24,6	48,57	36,90	73,8083	0,071	120	295	0,25	0,06	915	0,15	3411	12	9,744	2,968	12,71		0,29

Таблица 9

Выбор сечения КЛ 10 кВ

Линия	Участок	∑Pp, кВт	∑Qp, кВАр	K0	Pp, кВт	Qp, кВАр	Sp, кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	F, мм2
ГПП-ТП1	ГПП-ТП4	731,908	388,766	1	731,908	388,766	828,75106	23,923982	47,847965	0,101	25
		731,908	388,766	1	731,908	388,766	828,75106	23,923982	47,847965	0,101	35
ГПП-ТП2	ГПП-ТП5	302,37	307,35	1	302,37	307,35	431,15153	12,446273	24,892545	0,048	25
		302,37	307,35	1	302,37	307,35	431,15153	12,446273	24,892545	0,048	35
ГПП-ТП3	ГПП-ТП7	516,59	253,45	1	516,59	253,45	575,41475	16,610793	33,221586	0,03	25
		516,59	253,45	1	516,59	253,45	575,41475	16,610793	33,221586	0,03	35

Линия	Iп , А	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км	Р, о.е.	τ, час	Цэ, тен/кВт·ч	РК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ΔU, %
ГПП-ТП1	146	1,55	0,23	547,875	0,15	3410,9	12	8,300	11,002503	19,302	0,061
	176	1,12	0,214	767,025	0,15	3410,9	12	11,620	7,950196	19,570	0,045
ГПП-ТП2	146	1,55	0,23	547,875	0,15	3410,9	12	3,944	1,415217	5,359	0,012
	176	1,12	0,214	0,15	3410,9	12	5,522	1,0226084	6,545	0,010
ГПП-ТП3	146	1,55	0,23	547,875	0,15	3410,9	12	2,465	1,575452	4,040	0,012
	176	1,12	0,214	767,025	0,15	3410,9	12	3,451	1,1383911	4,590	0,010

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия, начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия (ГРП или шины 6-10 кВ ГПП). Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы с одним приемным пунктом (ГПП, ГРП, РП). Для потребителей 1 и 2 категорий по надежности электроснабжения предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

.3.1 Определение расчетной нагрузки предприятия

Определим полную расчетную нагрузку предприятия.

, (32)

, (33)

, (34)

, (35)

= () (36)

где кО=0,9 - коэф. одновременности.

РΣРТП=1395,78 кВт,

РР.ПР=0,9· 1395,78=1256,2 кВт,

QΣРТП=854,6 кВАр

QР.ПР=0,9· (854,6-394)=414,5 кВАр,

SР.ПР = =1322,8 кВА.

Определим коэффициент мощности предприятия:

, (37)

Значение коэффициента мощности электрической нагрузки предприятия должно находиться в диапазоне 0,93 - 0,97. Если это требование не выполняется, следует предусмотреть компенсацию реактивной мощности для силовой нагрузки 10 кВ (на шинах 10 кВ РП).

2.3.2 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

Напряжение в схеме внешнего электроснабжения без трансформации электроэнергии (ГРП) будет таким же, что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения, т.е. 10 кВ.

Напряжение в схеме внешнего электроснабжения с трансформацией электроэнергии (ГПП) принимается из имеющихся стандартных напряжений (35 или 110 кВ) на источнике питания. Для этого предварительно следует найти величину paционального напряжения (кВ), которую возможно оценить по формуле Стилла:

 (38)

где l - расстояние передачи электроэнергии, км;

Р - передаваемая мощность МВт.

По рассчитанному значению рационального напряжения принимают для сравнения ближайшее к нему стандартное напряжение (35 или 110 кВ).

 кВ.

Принимаем U2 = 110 кВ для варианта с трансформацией электроэнергии (ГПП).

2.3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Необходимо сравнить два основных варианта внешней системы электроснабжения предприятия - установка на территории предприятия главного распределительного пункта (ГРП) или главной понизительной подстанции (ГПП).

Технико-экономический анализ вариантов сравнения систем внешнего электроснабжения заключается в сравнении приведенных затрат на сооружение ГРП (ГПП) с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.

Зi = Ен · Кi + Игi (39)

где Кi - капиталовложение на строительство по варианту, тыс.тен;

Игi - соответствующие годовые издержки на эксплуатацию, тыс.тен/год;

Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

Ен = 0,12.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГРП.

В этом случае Uн1=10кВ.

Определим рабочий ток линии:

, (40)

 А.

Определим сечение кабеля по экономической плотности тока:

, (41)

где =1,6 А/мм2 - экономическая плотность тока для КЛ - 10 кВ с алюминиевыми жилами [2].

 мм2.

Принимаем кабел сечением 50 мм2, так как он подходит по допустимому току провода IП=211 А. > IАВ = 76,46 А.

Выбираем кабель марки АПвЭВ-3(1´50).

Определяем капитальные затраты

Капитальные затраты для ЛЭП:

, (42)

где n- количество линий;

к0 = 365,25 тыс.тен./км - стоимость одного км линии;

l=1,9 км - расстояние от подстанции энергосистемы до предприятия.

 тыс.тен.

Капитальные затраты для ГРП:

, (43)

где КВЯ = 367,5 тыс.тен. - стоимость вводной ячейки;

КТСН = 345 тыс.тен - стоимость ячейки трансформатора собственных нужд;

КТН = 217,5 тыс.тен - стоимость ячейки трансформатора напряжения;

КСВ = 367,5 тыс.тен.- стоимость ячейки секционного выключателя;

КСР = 193,5 тыс.тен.- стоимость ячейки секционного разъединителя;

КЛЯ = 367,5 тыс.тен- стоимость линейной ячейки;

n= 3 - количество линейных ячеек.

Стоимость ячеек определяем по справочным данным [4].

 тыс тен.

Общие капитальные затраты для варианта с ГРП:

К1=КЛЭП-10кВ + КГРП -10кВ (44)

К1=4163,8 + 4626=8789,8 тыс.тен.

Определим годовые издержки на эксплуатацию СЭС:

Игi = Иаi + Иобi + Ипэi (45)

где: Иа - издержки на амортизацию, тыс. тыс.тен/год;

Иоб - издержки на обслуживание, тыс.тен/год;

ИПЭ - издержки на потери эл. энергии, тыс.тен/год.

Издержки на амортизацию:

 , (46)

где Ра1=3% - амортизационные отчисления для КЛ-10кВ;

Ра2=6,4% - амортизационные отчисления для РУ-10 кВ;

 тыс.тен/год.

Издержки на обслуживание:

 (47)

где nу.е. - число условных единиц,

nу.е. = 1,9 у.е - для КЛ-10кВ (для 3-х фаз);

nу.е = 2,2 у.е. - для РУ-10кВ (одно присоединение);

γ = 4,2 тыс.тен./год - стоимость обслуживания одной условной единицы;

Значение условных единиц определяем по справочным данным [3].

 тыс.тен/год.

Издержки на потери электроэнергии:

, (48)

где τ = 3410,9 ч;

ЦЭ = 12 тен/кВт∙ч;

Rл - активное сопротивление линии, Ом:

 , (49)

где n - число кабелей в одной линии, в одной фазе, шт;

l=1,9 км - расстояние от подстанции энергосистемы до предприятия.

 Ом

 тыс.тен/год.

Иг1 = 421+169,7+186,6 = 777,3 тыс.тен/год.

Приведенные затраты на сооружение ГРП:

З1 = 0,12∙8789,8 + 777,3 = 1832 тыс.тен/год.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГПП.

В этом случае Uн2 = 110 кВ.

Определим рабочий ток линии по формуле (40):

 А.

Определим сечение провода ВЛ по формуле (41):

jэк =1,1 А/мм2 - экономическая плотность тока для ВЛ - 110 кВ [2].

 мм2.

Принимаем провод ВЛ марки АС - 70/11 мм2, так как для ВЛ-110кВ минимальное сечение на корону 70 мм2. Допустимый ток провода IП=265 А > IАВ = 12 А.

Определим номинальную мощность силового трансформатора ГПП с учетом допустимой аварийной перегрузкой 40%:

, (50)

 кВА.

Принимаем трансформатор ТМН - 2500/110, Рхх = 5,5 кВт, Ркз= 22 кВт, к0 = 4425 тыс.тен.

Определяем капитальные затраты

Капитальные затраты для ЛЭП по формуле(41):

где n- количество линий, шт;

l=1,9 км - расстояние от подстанции энергосистемы до предприятия;

к0 - стоимость одного км линии, тыс.тен./км:

к0 = a + b∙F , (51)

где а - постоянная часть стоимости ЛЭП, зависящая от напряжения и конструктивного исполнения линии, тыс.тен, [3];

b - коэффициент, зависящий от вида проводникового материала, тыс.тен/мм2, [3];

F - сечение провода ВЛ - 110 кВ, мм2.

к0 = 1290,5 + 1,68∙70 = 1408,1 тыс.тен/км.

 тыс.тен.

Капитальные затраты для ГПП:

 (52)

где КОРУ-110кВ = 2∙К яч - 110кВ = 2∙3091,5 = 6183 тыс.тен.

КТр-110кВ =2∙ к0 = 2∙5520 = 11040 тыс.тен.

КЗРУ-10кВ = КГРП-10кВ =5736 тыс.тен.

Стоимость ОРУ и трансформатора на 110 кВ определяем по справочным данным [4].

тыс.тен.

Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:

К2=КЛЭП-110кВ + КГПП -110кВ (53)

К2=5350 + 22959=28309 тыс.тен.

Определим годовые издержки на эксплуатацию СЭС по формуле (44):

Издержки на амортизацию:

 (54)

где Ра1=2,8% - амортизационные отчисления для ВЛ -110кВ;

Ра2=6,4% - амортизационные отчисления для РУ-110 кВ;

 тыс.тен/год.

Издержки на обслуживание определяем по формуле (46):

nу.е. = 2∙1,9∙1,0 = 3,8 у.е - для ВЛ-110кВ (для 3-х фаз);

nу.е = 2∙9,6 + 2∙10 + 14∙2,2 = 69,8 у.е. - для ГПП - 110кВ;

γ = 4,2 тыс.тен./год - стоимость обслуживания одной условной единицы;

 тыс.тен/год.

Издержки на потери электроэнергии:

, (55)

где ЦЭ = 12 тен/кВт∙ч;

ΔWВЛ-110кВ - потери электрической энергии в ВЛ на напряжение 110кВ;

ΔWТр - потери электрической энергии в обмотках трансформатора.

 , (56)

 Ом

 кВт ∙ ч/год.

 (57)

 кВт ∙ ч/год.

 тыс.тен/год.

Иг1 = 1619 + 309,1 + 1319 = 3247,1 тыс.тен/год.

Приведенные затраты на сооружение ГПП:

З2 = 0,12∙28309 + 3247 = 6644 тыс.тен/год.

З1 = 1832 тыс.тен/год< З2 = 6644 тыс.тен/год.

Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.

Выбор сечения питающей линии электропередачи

Нахождение экономически целесообразного сечения питающих линий электропередачи в схеме внешнего электроснабжения выполняется по той же методике, что и для кабельных линий 0,38 и 10 кВ.Результаты расчетов сводим в таблицу 10.

Таблица 10

Выбор сечения питающей линии электропередачи

F, мм2	∑Pp, кВт	∑Qp, кВАр	K0	Pp, кВт	Qp, кВАр	Sp, кВА	Ipаб , А	Iав , А	L, км	Iп , А
50	1256,2	414,5	1	1256,2	414,5	1322,81	38,23	76,37	1,9	211
70	1256,2	414,5	1	1256,2	414,5	1322,81	38,23	76,37	1,9	263
95	1256,2	414,5	1	1256,2	414,5	1322,81	38,23	76,37	1,9	322

F, мм2	rо , Ом/км	xо , Ом/км	K0, тыс.тен./км	Р, о.е.	τ, час	Цэ, тен/кВт·ч	РК, тыс.тен/год	Ипэ, тыс.тен/год	З, тыс.тен/год	ΔU, %
50	0,825	0,208	1095,7	0,15	3410,9	12	312,27	281,311	593,58	1,066
70	0,57	0,199	1534	0,15	3410,9	12	437,19	194,360	631,55	0,758
95	0,414	0,193	2081	0,15	3410,9	12	593,08	141,167	734,25	0,570

Принимаем кабель марки АПвЭП сечением 95 мм.

2.5 Определение величины токов короткого замыкания (к.з.)

При эксплуатации электрических сетей, объектов электроснабжения и электроустановок в них часто возникают короткие замыкания, являющиеся одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок.

Коротким замыканием называют замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима. Замыкание - это всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальными условиями работы, соединение двух точек электрической цепи непосредственно или через малое переходное сопротивление (дуга). Причинами короткого замыкания являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы, схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и т.п. Вследствие короткого замыкания в цепях возникают опасные для элементов сети токи, ведущие к отказу электрооборудования или аварии, а также к сбоям работы энергосистем. Потому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты необходимо производить расчет токов короткого замыкания.

В дипломной работе токи к.з. определяются двумя методами:

а) относительных единиц (токи 3-х и 2-х фазного к.з в расчетных точках схемы, заканчивая шинами 0,4 кВ цеховых ТП);

б) именованных единиц (токи 1-но фазного к.з. в конце проектируемых линий 0,38 кВ).

2.5.1 Расчет токов к.з на напряжении выше 1000 В системы электроснабжения

Расчет токов короткого замыкания выполняется на основании расчетной схемы системы электроснабжения, в которой должны быть учтены сопротивления всех элементов системы электроснабжения, влияющие на величину токов к.з. Расчетная схема(рисунок 1) электроснабжения объекта заменяется эквивалентной схемой замещения(рисунок 2), в которой все элементы системы электроснабжения представлены активными и реактивными сопротивлениями.

За базисные величины (обычно их обозначают буквами со звездочкой) принимают базисную мощность и базисное напряжение. Базисные напряжения для схемы замещения принимаем для каждой ступени напряжения равные средне номинальному значению напряжения соответствующей ступени из следующего ряда: 0,4; 6,3; 10,5; 37,5; 115; 230 кВ.

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения:

, (58)

где Sбi - базисная мощность системы, МВА; Sс = 100 МВА, принимаем Sб=100 МВА.

 кА

 кА

Реактивное сопротивление системы хс* = 0,4

Последовательно, от источника питания до цеховых ТП, согласно схеме замещения, определяются активные и реактивные сопротивления всех элементов расчетной схемы.

Активное сопротивление питающей линии:

 , (59)

где rо- удельное активное сопротивление провода (кабеля), Ом/км;

l - длина линии, км;

Uб - базисное напряжение первой ступени, кВ.

Реактивное сопротивление питающей линии:

 , (60)

где хо- удельное реактивное сопротивление провода (кабеля), Ом/км.

Результаты расчетов сопротивлений КЛ сводят в таблицу 11.

Таблица 11

Расчет сопротивлений КЛ

Линия	Uб, кВ	L, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Xл*,Ом	rл*, Ом
питающая	10,5	1,9	0,414	0,193	0,333	0,713
w4	10,5	0,101	1,55	0,23	0,021	0,142
w5	10,5	0,048	1,55	0,23	0,01	0,067
w7	10,5	0,03	1,55	0,23	0,006	0,042

Определяем сопротивления трансформаторов цеховых ТП.

Полное сопротивление ТП:

где UК% - напряжение короткого замыкания,

SН.Т.- номинальная мощность трансформатора, МВА.

Активное сопротивление ТП:

 , (62)

где РК - потери короткого замыкания, кВт.

Реактивное сопротивление ТП:

 (63)

Результаты расчетов сопротивлений трансформаторов сводят в таблицу 12.

Таблица 12

Расчет сопротивлений ТП

ТП	Pк, кВТ	Pх, кВт	Uк,%	Sнт, кВА	Rтр, Ом	Zтр, Ом	Xтp, Ом
ТП4	7,6	1,56	4,5	630	1,91484	7,14286	6,88141
ТП5	5,5	1,05	4,5	400	3,4375	11,25	10,712
ТП7	5,5	1,05	4,5	400	3,4375	11,25	10,712

После определения сопротивлений элементов сети определяются результирующие сопротивления до точек КЗ на схеме замещения по формуле:

,                                (64)

где årрез ,åxрез - результирующие активное и реактивное сопротивления до каждой расчетной точки КЗ по схеме замещения.

årрез1 = 0

åxрез1 = хс = 0,4

Рассчитав результирующие сопротивления элементов сети до точек КЗ, определяют установившееся значения трехфазного тока короткого замыкания в расчетных точках КЗ по схеме замещения, по формуле:

                                                (65)

 кА

Установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной схеме (металлическое замыкание):

                                    (66)

 кА

Мгновенные значения ударного тока в расчетных точках схемы замещения:

                                              (67)

где ку - ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения xрез/rрез, [4].

 кА

Действующие значения ударного тока в точках КЗ в расчетной схеме замещения:

,                         (68)

где Iк(3) - периодическая составляющая тока к.з., кА;у - ударный коэффициент [4].

 кА

Значение мощности К.З.:

 (69)

 МВА

Расчет значений токов короткого замыкания для удобства рассмотрения и анализа сводят в таблицу 13.

2.5.3 Расчет токов к.з. на напряжении 0,38 кВ

Для линий напряжением 0,38 кВ требуется определить минимальное значение однофазного тока короткого замыкания (в конце линий), которое определяется методом именованных единиц по выражению:

 ,кА                                                               (70)

где ZT - сопротивление трансформатора при 1-но фазных к. з.

ZП ф-о - сопротивление петли “фаза-ноль” кабеля 0,38 кВ

ZT и ZП ф-о принимается по справочным данным [1,3,4].

Таблица 13

Расчет токов короткого замыкания.

Точка к.з.	Uб, кВ	Iб,кА	xрез*	rрез*	Zрез*	I3к, кА	I2к, кА	ку	iy, кА	Iу, кА	S, МВА	rрез*/хрез*
к.з.1	10,5	5,5	0,4	0	0,4	13,75	11,907849	1,95	37,918601	23,028685	250,06484	0
к.з.2	10,5	5,5	0,73	0,713	1,0204259	5,3899064	4,6677958	1,05	8,0036026	5,4033643	98,023712	0,97
к.з.3	0,4	144,5	7,6	2,76	8,0856416	17,871185	15,476901	1,38	34,877668	20,288322	12,38152	0,36
к.з.4	0,4	144,5	11,45	4,21	12,199451	11,844795	10,257894	1,39	23,283988	13,526943	8,206315	0,367
к.з.5	0,4	144,5	11,45	4,21	12,199451	11,844795	10,257894	1,39	23,283988	13,526943	8,206315	0,367

Результаты расчета однофазных токов к.з. сводят в таблицу 14.

Таблица 14

Расчёт однофазных токов к.з.

Линия	Тип трансформатора	Zто ,Ом	Сечение кабеля ,мм2	Длина,км	Zп.уд.,ом\км	Zп,ом	Zто+Zп,ом	Iк1,А
N1	ТМ-630/10	0,043	4*185	0,014	0,95	0,0133	0,0563	3907,638
N2	ТМ-630/10	0,043	4*185	0,09	0,95	0,0855	0,1285	1712,062
N3	ТМ-400/10	0,065	4*120	0,03	1,37	0,0411	0,1061	2073,516
N6	ТМ-400/11	0,065	4*50	0,022	2,22	0,04884	0,11384	1932,537
N8	ТМ-400/12	0,065	4*95	0,071	1,13	0,08023	0,14523	1514,839

2.6 Выбор и проверка основного электрооборудования

Все элементы распределительного устройства проектируемого ГПП предприятия должны надёжно работать в условиях длительных, нормальных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Поэтому при выборе аппаратов, шин, кабелей и других элементов очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих в эксплуатации.

2.6.1 Коммутационные аппараты напряжением выше 1кВ

1. Изоляция электрического аппарата должно соответствовать напряжению электрической установки. [3]:

     (71)

= 10

. Рабочий ток аппарата в максимальном режиме меньше значения его номинального тока.

     (72)

,23< 630

. Аппарат противостоит электродинамическому действию токов короткого замыкания.

                   (73)

где iуд.уст. - ударный ток к.з. в цепи, где установлен аппарат, кА;

i.пс.с.. - номинальный ток электродинамической стойкости аппарата, кА.

< 52

. При коротком замыкании температура токоведущих частей не должна превышать предельно допустимого значения.

        (74)

где tпр - приведенное время протекания тока,к - каталожное время.пр = tк = 0,015(с)

(5,3)2∙0,015= 0,42 < (12,5)2∙ 0,015=2,3

. Предельно отключаемый ток выключателей должен быть больше максимального тока к.з. в месте его установки.

 (75)

12,5 > 5,3

. Допустимая предельная мощность выключателя должна быть больше мощности к.з. в месте его установки.

         (76)

      (77)

√3∙10∙20 = 346 > √3∙10∙5,3= 98

Принимаем высоковольтный выключатель марки ВВ/TEL-10-20/630-У2-41

Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводят в таблицу 15

Таблица 15

Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

Расч параметры	Iн, А	iу, кА	Iк(3)·tф, кА2·с	Sк.з., МВА	Параметры выключателя	Iн, А	iу, кА	Iтс2·t, кА2·с	Sн.отк, МВА
Пит.линия 10кВ	38,23	8	43,57	98	BB/TEL-10-20/630	630	52	1200	346
линия w4 10кВ	23,92	34,87	479	12	BB/TEL-10-20/630	630	52	1200	346
линия w5 10кВ	12,4	23,28	210	8	BB/TEL-10-12,5/630	630	32	468,8	216,3
линия w7 10кВ	16,6	23,28	210	8	BB/TEL-10-12,5/630	630	32	468,8	216,3
секц-ый 10кВ	52,92	8	43,57	98	BB/TEL-10-12,5/630	630	32	468,8	216,3

2.6.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока

Условие выбора трансформаторов тока:

а) Uном.Т.Т. ≥ Uном.сети (78)

где, Uн.итт - номинальное напряжение ИТТ, кВ. [2]

=10

б) Iном. ≥ Iраб.мах. (79)

где, Iн.итт - номинальный ток ИТТ, А. [2]

> 38,23

в) kдин. .  . I1ном. ≥ iуд. (80)

(3,4∙10-3/√2∙38,23)∙ √2∙200 = 25996 > 8000

г) (kT . I1ном.)2 . tT ≥ Вк (81)

((45∙103/400)∙400)2∙4=8100 > 283,5

Принимаем трансформатор тока марки ТПЛ -10-400 (16 шт)

Выбор трансформаторов тока на напряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводим в таблицу 16

Таблица 16

Выбор трансформаторов тока

Расч. Пар.	Iн, А	Кдин ∙ √2∙ Iном, кА	(Кт∙ Iном)2 ∙tт, кА2·с	Пар. трансформатора	Iн, А	iу, кА	Iтс2·t, кА2·с
Питающая	38,23	25,9	8100	ТПЛ - 10-200	200	8	283,5
W4	23,92	56,8	8100	ТПЛ - 10-100	100	23,28	210
W5	12,4	54,8	8100	ТПЛ - 10-100	100	23,28	210	16,6	40,9	8100	ТПЛ - 10-100	100	23,28	210
Секционный	52,92	12,8	8100	ТПЛ - 10-200	200	8	43,57

Трансформаторы напряжения

Условие выбора трансформаторов напряжения:

а) Uном.Т.Н. ≥ Uном.сети (82)

= 10

б) S2ном.Т.Н. ≥ S2 (83)

где S2 - вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

> 8∙ 9= 72

Принимаем трансформаторы напряжения НТМИ -10-71У3 ( 2 шт.)

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

Условие выбора трансформаторов тока нулевой последовательности:

а) Uном.Т.Т. ≥ Uном.сети (84)

=10

б) Iном в. ≥ Iраб.с.. (85)

> 23,92

Принимаем для линии W1 ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности на напряжением выше 1000 В в схеме электроснабжения сводим в таблицу 17

Таблица 17

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

Расч. пар.	Iн, А	Параметры трансформатора	Iн, А
W1	23,92	ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)	4500
W2	12,4	ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)	4500
W3	16,6	ТЗЛМ-3-10-У3 (6 шт)	4500

Выбор трансформаторов собственных нужд

Электроприемниками собственных нужд ГРП являются освещение, вентиляция, электрообогрев приборов, электроприводы выключателей и т.п. В соответствии с типовыми решениями для питания собственных нужд принимают 2 трансформатора ТМ 25/10.

Выбор предохранителей и заземляющих ножей

На напряжение Uном.=10 кВ принимаем:

1)       Предохранители марки ПКТ-101-10/5 - 2 шт;

2)      марки ПКН-001-10 2 шт.

)        Заземляющие ножи ЗР-10-У3 - 9 шт.

2.6.3 Выбор шин

Условие выбора шин:

а) Uном. ≥ Uном.сети (86)

=10

б) Iдоп. ≥ Iраб.мах. (87)

> 38,23

в) Sш. ≥ Sэк= α∙ Iраб./jэк,

где α- коэффициент изменения нагрузки, 1;

jэк - экономическая плотность тока, ( 1,1 …1,4)

,44 > 1∙ 38,23/1,1 = 0,035

Принимаем шину АД31-Т (60Х4).

2.6.4 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з.

Для выбора термически устойчивого к токам к.з. сечения жил кабелей необходимо иметь значения установившегося тока к.з. и возможное время прохождения этого тока через кабель.

Определение сечения по термической стойкости выполняется по выражению:

 (88)

где IТ - термический ток кабеля для заданного сечения, кА;

tТ - время протекания термического тока, с;

I.(3)к.з. - ток к.з. на шинах, кА;

tф - фиктивное время протекания тока к.з., с.

Питающая линия

Сечение 95мм2 не удовлетворяет нашим условиям, выбираем сечение 185 мм2, которое подходит по условию термической стойкости при к.з.

Кабель АПвЭП-10-(3(1х185)).

Результаты проверки кабелей 10 кВ по термической стойкости к токам к.з. сводим в таблице 18

Таблица 18

Проверка кабелей по термической стойкости

Линия	Iт∙√tт,кА∙с	I3к∙√tф,кА∙с	Принятый кабель
Питающая	17,5	16,8	АПвЭП-10-(3(1х185))
Л1.1	8,9	6,7	АПвЭП-10-(3(1х95))
Л1.2	8,9	6,7	АПвЭП-10-(3(1х95))
Л2.1	8,9	6,7	АПвЭП-10-(3(1х95))

2.6.5.1        Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ

Условия выбора автоматических выключателей:

а) по напряжению

Uавт.≥ Uсети (89)

,38 = 0,38

б) по номинальному току

Iн.авт.≥ Iр.мах. (90)

> 251

в) по номинальному току теплового расцепителя

Iн.р..≥ kH . Iр.мах (91)

где kH - коэффициент надежности, kH = 1,1...1,3;

> 1,1∙ 251= 276

г) по предельно отключаемому току

Iпр.от.авт.≥ Iк(3) (92)

25 > 16,5

д) по условию отключения однофазных к.з.

 (93)

/400 = 9,7 > 3

Принимаем выключатель марки ВА 51-37

Данные выбора автоматов сводят в таблицу 19

Таблица 19

Результаты выбора автоматических выключателей на 0,38 кВ

Линия	Данные сети			Данные выключателя
	Iр макс, А	I к,кА	I к мин,А	Тип,марка	I ном,А	I н расц,А	Iпр откл,кА	Iк\Iн р
N1	251	16,5	3907	ВА 51-37	400	400	25	3
N2	261	16,5	1712	ВА 51-37	400	400	25	3
N3	141	12,41	2073	ВА51-35М2	250	250	18	3
N6	74	12,41	1932	ВА51-35М2	250	250	18	3
N8	73,8	12,41	1514	ВА51-35М2	250	250	18	3
К.Б. ТП 1	100	16.5	-	ВА51-35М2	250	250	18	-
Питающий ТП 1	1196	16.5	-	Э16	1600	1000	40	-
К.Б. ТП 2	134	12,41	-	ВА51-35М2	250	250	18	-
Питающий ТП 2	560	16.5	-	ВА51-39	630	400	35	-
К.Б. ТП 3	54	12,41	-	ВА51-35М2	250	250	18	-
Питающий ТП 3	746	16.5	-	Э16	1600	1000	40	-

2.7 Защита сетей от аварийных режимов

.7.1 Защита линий электропередачи напряжением выше 1кВ

1.      Определяем минимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени на реле

, (94)

где кн - коэффициент надежности (1,3 - 1,4);

кв - коэффициент возврата реле (0,6 - 0,8);

кСП - коэффициент самозапуска (1,1 - 1,3);

Ip.max - максимальный рабочий ток, А.

2.      Определяем максимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени

, (95)

где кч - коэффициент чувствительности (1,5).

3.      Определяем ток срабатывания защиты

Iс.з.1 ≤ Iс.з.≤ Iс.з.2

 (96)

4.      Определяем ток срабатывания реле защиты

, (97)

где ксх - коэффициент схемы (1);

nTT - коэффициент трансформации трансформатора тока

5.      Уточняем ток срабатывания защиты

 (98)

6.      Определяем коэффициент чувствительности защиты

 (99)

Полученное значение коэффициента чувствительности должно быть больше чем 1,5, в противном случае ток срабатывания защиты необходимо пересчитать на меньшее значение.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

1.      Определяем ток срабатывания токовой отсечки

 (100)

2.      Определяем ток срабатывания реле отсечки

 (101)

3.      Уточняем ток срабатывания отсечки

 (102)

Выполняем защиту питающей линии

1.     

2.     

3.     

4.     

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 450 А.

5.     

.       

2,6>1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

1.     

.       

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 750 А.

3.     

Выполняем защиту отходящей линии 1

1.     

2.     

3.     

4.     

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 400А.

5.     

.       

2,3>1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

1.     

.       

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 600 А.

3.     

Выполняем защиту отходящей линии 2

1.     

2.     

3.     

4.     

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 400А.

5.     

.       

2,3 > 1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

1.     

.       

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 600 А.

3.     

Выполняем защиту отходящей линии 3

1.     

2.     

3.     

4.     

Принимаем стандартное значение тока срабатывания реле Iу.р.= 400А.

5.     

.       

2,3 > 1,5

Условие выполняется.

Определим параметры токовой отсечки на реле РТМ.

1.     

.       

Принимаем ближайшее стандартное значение тока срабатывания реле отсечки Iу.р.= 600 А.

3.     

2.7.2 Защита линий от перенапряжений

Условие выбора разрядников

а) Uном. ≥ Uном.сети (103)

=10

Принимаем разрядники РВО - 10 (4 шт.)

3. Проектирование вентиляции

.1 Состояние вопроса и постановка задачи проектирования

Для создания необходимых климатических условий внутри отапливаемых складов служат системы отопления, вентиляции и кондиционирования (при обосновании), в помещениях неотапливаемых складов - система вентиляции. Под вентиляцией подразумевают совокупность мероприятий и устройств, используемых для организации воздухообмена. Основная цель вентиляции - обеспечить допустимые климатические условия и чистоту воздуха в обслуживаемой зоне помещений, соответствующих санитарно-гигиеническим нормам и технологическим требованиям.

В связи с этим возникает несколько главных задач:

Правильно рассчитать производительность системы вентиляции, достаточной, чтобы добиться необходимых условий в помещении;

Разработать подходящие способы подачи и вытяжки воздуха, чтобы система была максимально эффективной. Это включает в себя разработку системы аспирации. Аспирация в промышленности - отсос воздуха от места образования пыли (при производственных процессах) чтобы не допустить ее распространение по помещению;

Разработать, при необходимости, систему фильтрации воздуха.

И самое главное, что особенно важно в наших условиях, - разработать систему, которая будет максимально разумна с экономической точки зрения

Классификация систем вентиляции

При всем многообразии систем вентиляции, обусловленном назначением помещений, их можно классифицировать по следующим основным признакам:

назначение (вытяжные и приточные);

сфера действия (местные и общеобменные);

способ создания перепадов давления для перемещения воздуха (с естественным и механическим побуждением);

конструктивные особенности (канальные и бесканальные).

Вытяжные системы предназначены для удаления из помещений загрязненного воздуха. Приточные системы служат для подачи в вентилируемые помещения чистого воздуха взамен удаленного. Подаваемый воздух в необходимых случаях подвергают специальной обработке - очистке, нагреву, увлажнению. В общем случае в помещении предусматривают и приточные системы, и вытяжные, причем их производительность должна быть примерно одинаковой.

Местные системы вентиляции обслуживают ограниченные участки помещений. С их помощью удаляют загрязненный воздух с мест образования вредных выделений и подают сюда чистый воздух. Общеобменные системы, и приточные, и вытяжные, предназначены для вентиляции помещения в целом или значительной его части. Их устраивают для локализации избыточного тепла и влаги, разбавления вредных концентраций паров и газов, не удаленных местной и общеобменной вытяжной вентиляцией, а также для обеспечения расчетных санитарно-гигиенических норм. При отрицательном тепловом балансе, т. е. при недостатке тепла, общеобменную приточную вентиляцию устраивают с механическим побуждением и подогревом всего объема приточного воздуха. Обычно перед подачей воздух очищают от пыли.

Для склада находящегося на территории предприятия целесообразно применить приточно-вытяжную систему вентиляции с механическим побуждением, так как она обладает рядом преимуществ.

Механическая система вентиляции

В отличие от систем вентиляции с естественным побуждением в механических системах вентиляции воздух принудительно перемещается вентилятором. У механических систем есть ряд преимуществ - независимость действия систем от температурных колебаний наружного воздуха и силы ветра, возможность перемещать воздух на большие расстояния, а также обрабатывать его: нагревать, очищать, увлажнять или осушать, они действуют не зависимо от внешних факторов: температурных колебаний наружного воздуха, силы ветра и т.п.

В приточных механических системах вентиляции наружный воздух через воздухоприемное отверстие поступает в приточную камеру, в которой подвергается обработке - очищается от пыли, подогревается в холодное время года, при необходимости увлажняется, а дальше по сети каналов (воздуховодов) через жалюзийные решетки или насадки он направляется непосредственно в помещение. В вытяжных системах загрязненный воздух сначала удаляется из помещений либо через жалюзийные решетки, либо от специальных укрытий (при местной вентиляции), а потом через каналы (по воздуховодам) и вытяжную камеру выбрасывается в атмосферу. Для регулирования отдельных ветвей приточных и вытяжных воздуховодов на них устанавливают задвижки (шиберы) или дроссель-клапаны. Механическая система вентиляции позволяет осуществлять правильный постоянный воздухообмен в помещении в объемах и кондициях, которые действительно необходимы.

Полный контроль

Регулирование температуры приточного воздуха в соответствии с установленными значениями производится путем воздействия на исполнительный механизм клапана в контуре теплоносителя и автоматическое подключение системы регулирования при включении вентилятора. Для этого в приточном воздуховоде устанавливаются температурные датчики.

Регулирование температуры при этом предусматривается путем изменения теплопроизводительности воздухонагревателя воздействием на регулирующий клапан на теплоносителе;

При срабатывании защиты от замораживания, при недостаточном потоке воздуха и отключении питания, засорении воздушного фильтра выдается сигнал аварии;

При аварии вентилятора системы промышленной вентиляции автоматически отключается, а после восстановления питания осуществляется последовательный запуск систем;

В случае возникновения пожара все системы общеобменной промышленной вентиляции отключаются. Отключение приточных систем производится автоматически управляющими реле при поступлении на них сигнала от системы пожарной сигнализации;

Вентиляционное оборудование

Системы вентиляции включают группы самого разнообразного оборудования. К ним относятся: вентиляторы, вентиляционные установки, воздухораспределительные и регулирующие устройства, фильтры, шумоглушители, нагреватели и проч.

Воздух в системах механической вентиляции перемещается электрическими вентиляторами. Наибольшее распространение получили осевые и центробежные (радиальные) вентиляторы. Осевые вентиляторы создают относительно небольшое давление. Радиальные вентиляторы делятся на три группы: низкого давления - до 1 кПа, среднего - до 3 кПa и высокого давления (до 12 кПа). На складах рекомендуется применять радиальные вентиляторы низкого давления.

3.2 Решение задачи с применением конкретных инженерных разработок

Имеется склад общей площадью 525 м 2 , находится материал селитра, требующий применения приточной- вытяжной вентиляции, с автоматическом регулированием подачи и оттока воздуха. Для регулирования подачи и оттока воздуха применим термодатчик. Использование другого вида вентиляции не целесообразно. Естественная вентиляция не справиться с объемом территории, и для данного вида складируемого материала запрещена, поэтому выбрали приточно -вытяжную вентиляцию, механическое регулирование вентиляции персоналом также не подходит для данного склада, так как человеческий фактор может повлиять на включение и выключение вентиляции в нужный момент времени. Например: не открыть или не вовремя закрыть заслонку, включить вентиляцию при нормальной температуре или выключить, когда работа вентиляции еще не обходима, поэтом выбираем вентиляцию с автоматическим регулированием. Наличие термодатчика также необходимо, так как это является дополнительной безопасностью для складируемого материала, то есть регулирование температуры может предотвратить, высушивание материла либо наоборот его увлажнение.

Технические данные и стоимость оборудования [22].

Круглый канальный вентилятор SHUFT линии S.H.E.L.F серии MIXFAN, MIXFAN 160

Функциональные особенности

Коррозионно-стойкий корпус изготовлен из негорючего АБС-пластика.

Вентилятор оборудован современной высокоэффективной диагональной крыльчаткой из негорючего полиамида, клеммной коробкой IP44.

Двигатель с внешним ротором имеет изоляцию класса F, рабочее колесо установлено непосредственно на ротор электродвигателя. Шариковые подшипники электродвигателя не требуют технического обслуживания.

Степень защиты IP23, класс защиты от поражения электрическим током I.

Регулирование скорости осуществляется путем изменения напряжения, за счет использования пятиступенчатого трансформатора TRE-T или однофазного плавного регулятора скорости MTY.

К одному тиристору или трансформатору можно подключить несколько вентиляторов, при условии, что общий ток вентиляторов не превышает номинальный ток тиристора или трансформатора.

Вентилятор устанавливается в любом положении в соответствии с направлением движения потока воздуха.

Технические характеристики инвертора приведены в таблице 20

Таблица 20

Технические характеристики SHUFT линии S.H.E.L.F серии MIXFAN, MIXFAN 160

Рабочая точка при максимальном расходе	750/0 м3/час/Па
Рабочая точка при максимальном напоре	0/350 м3/час/Па
Мощность	0,040 кВт
Рабочий ток	0,17 А
Напряжение	230 B
Уровень шума	63 дБ
Частота вращения, об/мин	2183
Вес	2,9 кг
Цена	18725 тен.

Теплоизолированные гибкие воздуховоды Diaflex ISODF (Серия «Эконом») - теплоизолированные гибкие воздуховоды с основой DF и стандартной теплоизоляцией толщиной 25 мм.

Рабочая температура от −30°С до +120°С. Максимальное давление 2400 Па.

Диаметр-102 мм.

Стоимость за упаковку 10 м 8525 тенге.

Электрический нагреватель Аэроблок для круглых каналов EHC 100-0.6/1

Функциональные особенности

Описание

Электрический нагреватель для круглых каналов предназначен для нагрева воздуха и используются в составе вентиляционных систем круглого сечения соответствующего диаметра.

Цена: 10000 тенге1,5-T Пятиступенчатый регулятор скорости с термозащитой

Функциональные особенности

Однофазный регулятор TRE- 1,5-T предназначен для регулирования скорости вращения однофазных электродвигателей вентиляторов и, соответственно, расхода воздуха. Работа регулятора скорости основана на использовании однофазного автотрансформатора для управления напряжением питания электродвигателя. Корпус регуляторов TRE выполнен из прочного пластика.

Технические характеристики:

Напряжение        230 B

Ток   1,5 А

Цена: 20760 тенге.

Воздушный фильтр-бокс Аэроблок с фильтром для круглых воздуховодов FBCr 100

Воздушный фильтр предназначен для очистки от пыли наружного и рециркуляционного воздуха в системах приточной и вытяжной вентиляции. Фильтруемый воздух не должен содержать агрессивных газов и паров. Корпус фильтра выполнен из оцинкованной стали. В качестве фильтрующих вставок используется синтетический материал с классом очистки G3(EU3). Корпус фильтра снабжен круглыми патрубками с резиновыми уплотнителями для подсоединения к другим элементам системы. Фильтр может устанавливаться вертикально или горизонтально.

Цена: 4650 тенге.

Датчик - Контроллер влажности «Вдох-Нова МКУПМ - УВ-2А. Предназначен для контроля и измерения влажности в двух точках одного или различных помещениях. Предназначен для: А. Контроля и отображения информации о текущей влажности в двух различных помещениях, или двух различных зонах помещения. Б. управления двумя увлажнителями по полученным значениям влажности.

Особенность применения. 1. Для управления двумя независимыми увлажнителями, которые работают в одном помещении. 2. Для управления двумя независимыми увлажнителями, которые работают в смежных помещениях.

Цена: 15000тенге.

Регулятор температуры электронный МРТ 11

Имеет встроенный блок питания и цифровую индикацию текущей температуры.

Предусматривает два программно конфигурируемых режима регулирования: охлаждающий или нагревающий; установку параметров системы с помощью клавиатуры; энергонезависимую память уставок; двухуровневый доступ к программированию контролируемых системой параметров; звуковую и световую аварийную сигнализацию и др.

Работает с датчиком температуры с НСХ 1000П. Линия связи с датчиком - 2-х (3-х) проводная экранированная при сопротивлении каждой из жил 0,75 (7,0) Ом - не более 10 (300) м.

Пределы регулирования, °С от -55 до +185

Диапазон задания зоны возврата, °С от -25 до +25

Дискретность индикации, °С 1

Основная погрешность контроля температуры

без учета погрешности датчика, °С ±1

Потребляемая мощность, В·А, не более 2,8

Напряжение питания, В 220

Частота, Гц 50(60)

Коммутируемый ток,А 8; 10

Вид монтажа щитовой

Габариты, мм 76х35х76

Масса прибора без датчика, кг 0,25

Защита корпуса - IP20, лицевой панели - IP54

3.3 Определение экономической эффективности специальной части

Общая сумма капиталовложений для системы вентиляции:

Ксв = Ква+Кин+Кк+Каб+Ккл, (104)

где Кв - стоимость вентилятора, тыс.тг;

Кгв - стоимость гибких воздуховодов, тыс.тг;

Кэн - стоимость электро - нагревателя, тыс.тг;

Крс - стоимость регулятора скорости, тыс.тг;

Квф - стоимость воздушного фильтра, тыс.тг.

Крв - стоимость регулятора влажности воздуха, тыс.тг.

Ктр - стоимость регулятора температуры, тыс.тг.

Ксв = 2∙18,725+2∙8,525+2∙10+20,760+2∙4,650+15+39,7 = 159,1 тыс.тг.

Годовые издержки для системы вентиляции складываются из издержек на амортизационные отчисления и издержек на обслуживание данной ветроустановки.

Иг=Иа+Иоб, (105)

где Иа - издержки на амортизацию, тыс.тг/г.

Иа=ра/100∙Ксв,

где ра =6,4 - нормативный коэффициент амортизационных отчислений, %

Иоб - издержки на обслуживание, тыс.тг/г.

Иоб=роб/100∙Ксв, (106)

где роб=3- нормативный коэффициент отчислений на обслуживание, %.

Иа=6,4/100 ∙159,1=10,2 тыс.тг/г

Иоб= 3/100∙ 159,1= 4,7 тыс.тг/г

Иг= 10,2+4,7 = 14,9 тыс.тг/г

Приведенные затраты для данной системы вентиляции определяются:

З=Ен∙Иг + Ксв, (107)

где Ен =0,12- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

З=0,12∙14,9+159,1=160,8 тыс.тг.

Определяем срок окупаемости данной данной системы вентиляции:

Т=, (108)

где Wэл- количетво электроэнергии потребляемое данным объектом за год, кВт∙ч;

Wэл= Рр∙8760, (109)

где Рр=- расчетная мощность данного объекта, кВт;

- количество часов в год,ч.

Wэл=0,6 ∙8760 =5256 кВт∙ч.

Цэ=10 - стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии, тг.

Т==3,3 г.

Определенный срок окупаемости должен быть меньше, чем нормативный срок окупаемости Тн == = 8,3 г.

,3 < 8,3

Условие выполняется.

4. Организация эксплуатации электрохозяйства

В данном разделе дипломного проекта рассчитывается количество у.е.э. на обслуживание годового объёма работ, приводятся все технико-экономические показатели

Пользуясь исходными данными определяем годовой объём работ в условных единицах электрооборудования (у.е.э.) (таблица 21)

Таблица 21

Расчет годового объёма работ

Наименование и характеристика электрооборудования	Единицы измерения	Количество i-го вида	Объём работ в у.е.э.
			Норма на ед. эл. оборуд.	Всего у.е.э.
Кабельные линии эл. передач до 1 кВ в траншее	км	0,23	1,29	0,29
Закрытые ТП сдвумя трансформаторами мощностью 630 кВА.	1 пункт	3	3,5	10,5
Распределительные пункты напряжением до 1 кВ	1присоеди-нение	9	0,5	4,5
Присоединение с вакуумным выключателем	1присоеди-нение	9	16,3	146,7
Конденсаторная установка	1присоединение	6	1,84	11,04
Трансформатор тока	шт.	23	0,5	11,5
Вводные автоматы	шт.	6	0,95	5,7
Отходные автоматы	шт.	19	0,95	18,05
Разрядник	шт.	2	0,5	1
Предохранитель	шт.	4	0,7	2,8
Заземляющие ножи	шт.	6	1,2	7,2
Кабельные линии свыше 1 кВ	км	0,18	1,5	0,27
Итого 219,6

Численность электромонтеров на ТО и ТР чел.:

Nто тр= (111)

где Тр-суммарные годовые затраты на выполнение i-го вида работ ТО,ТР, чел/час;

k- коэффициент сменности работы электрооборудования;

Нто- норма межвременного обслуживания на одного рабочего в год, 1000 чел/час.

Таблица 22

Определение трудоёмкости ТО и ТР

Наименование электрооборудования	Ед. измерения		Число физич. ед.	Периодичность, мес/шт.			Нормир-я трудоёмкость, чел-ч.		Годовые трудозатраты, чел-ч.
				ТО		ТР	ТО	ТР	ТО		ТР
Кабельные линии до 1 кВ	км		0,23	4	1		23	75	21,16		17,25
Кабельные линии свыше 1 кВ	км		0,18	2	1		1	15	0,36		2,7
Закрытые ТП с двумя транс форматорами	шт		3	4	4		100	390	1200		4680
Распред пункт	шт		9	4	0,66		2	20	72		118,8
Вакуумный выключатель	шт		9	2	1		1,8	7	194,4		63
Конденсаторная установка	шт		6	4	1		2	15	48		90
Трансформатор тока		шт	23	4	1		0,3	1	27,6	23
Вводные автоматы		шт	9	4	2		1,25	5	45	90
Отходные автоматы		шт	19	4	2		1,25	5	95	190
Разрядник		шт	2	2	0,16		0,2	7	0,8	2,24
Предохранитель		шт	4	4	2		0,4	1	6,4	8
Заземляющие ножи		шт	6	4	1		0,5	15	12	90
Всего									1772,7	5974,9
Итого									7147,7

N=14 человек.

Производительность электромонтёров:

QN= (112)

QN= у.е.э/чел.

Фактическая производительность (загруженность) одного электромонтёра больше чем нормативная

Определяются эксплуатационные затраты тыс.тнг.:

Зэ=Изп+Иа+Итотр+Иэл+Ипр+Инак (113)

где Изп- заработная плата электромонтёрам, тыс.тнг.;

Иа- амортизационные отчисления, тыс.тнг.;

Итотр- затраты на ТО и ТР, тыс.тнг.;

Иэл- затраты на электроэнергию, тыс.тнг.;

Ипр- прочие расходы, тыс.тнг.;

Инак- накладные расходы, тыс.тнг.

Определяются заработная плата электромонтёров, тыс.тнг:

Изп=С (114)

где С- годовой оклад работников, принимаем одного главного энергетика, два работника с 6 разрядом и 14 работников с четвёртым разрядом, тыс.тнг.

Изп=160015,5+2·142315,6+16·106132,8=1742,5 тыс.тнг.

Определяются суммарные затраты на ТО и ТР парка электрооборудования, тыс.тнг:

Ито тр= , (115)

где i-норма затрат на одну у.е.э., 28 тенге/у.е.э.

Ито тр= тыс.тнг.

Определяются амортизационные отчисления, тыс.тнг:

Иа=Ен·Sб, (116)

где Ен- коэффициент нормативных отчислений на амортизацию, Ен=0,12

Sб-балансовая стоимость электрооборудования, тыс.тнг.

Иа=0,12·922,32=110,7 тыс.тнг.

Определяем количество потребителей электро энергии, кВТ*ч:

W=Рр·Тн, (117)

где Рр- расчетная мощность объекта, кВт;

W=1322,8·5000=6614 кВт ч/год

Определяем затраты на электроэнергию, тыс.тнг:

Иэл=W·Со, (118)

где Со- стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии, Со= 11 тнг/кВт.

Иэл=6614·12∙10-3 = 79,36 тыс. тнг./г

Определяем прочие затраты (охрана труда, техника безопасности и т.д.), тыс.тнг.

Ипр=0,03· (Изп+Иа+Ито тр) (119)

Ипр=0,03· (1742,5+110,7+922,3)=83,26 тыс.тнг./г

Накладные расходы, тыс.тнг.:

Инак=0,015· (Изп+Иа+Ито тр) (120)

Инак=0,015· (1742,5+110,7+922,3)=41,63 тыс. тнг./г

Зэ=1742,5+110,7+922,3+79,36+83,26+41,63=2979,7 тыс.тнг.

Определяем себестоимость обслуживания 1 у.е.э., тыс.тнг./у.е.э.:

Су.е.э.= (121)

Су.е.э.==13,6 тыс.тнг/у.е.э.

Определяем себестоимость 1 кВт ч электроэнергии, тнг.:

Сэл= (123)

эл==0,45 тнг.

Определяем трудоёмкость обслуживания 1у.е.э., час/у.е.э.

Ту.е.э.= (124)

Ту.е.э.==32,5 час/у.е.э.

Определяем затраты на единицу наработки электрооборудования, тнг/кВт час/год:

S= (125)

где Зпр- годовые приведённые затраты на ЭТС, тыс.тнг.

Зпр=ЕнК+атоТто+атр·Ттр, (126)

где ато,атр- переводные коэффициенты, принимаемые равными:

ато=(1,2…1,8), атр=(2…2,7).

Зпр=0,12·922,32+1,2·1772,7+2·5974,9=14187,6 тыс.тнг.

S==2,2 тнг/кВт час/год

Обслуживание и ремонт всего электрооборудования осуществляет выездная аварийная электротехническая служба. Так как для предприятия с данным количеством оборудования, и мощностью не целесообразно содержать штат работников ЭТС из экономической точки зрения. Для предприятия с таким потреблением электроэнергии в соответствии с типовыми штатными нормативами следует ввести должность главного энергетика и инженера-электрика. Права и обязанности этих инженерно-технических работников приводятся в "Системе планово-предупредительного ремонта и ТО электрооборудования".

Для повышения эффективности работы службы предлагается: снизить затраты на обслуживание электрооборудования за счет повышения качества обслуживания и ремонта, принять меры по рациональному расходованию электроэнергии.

5. Охрана труда и окружающей среды

.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

Проектирование молниезащиты

При проектировании молниезащиты зданий и сооружений решается комплекс вопросов, обеспечивающий безопасность людей и животных, защиту зданий и сооружений от взрывов, пожаров и разрушений, возможных при воздействии молнии.

Объектом молниезащиты выбираем цех склад общей площадью S=525 м2. Размеры объекта составляют 30х17,5 метров, высота здания 6 м.

В соответствии с действующими нормативными документами склад должен иметь молниезащиту по II категории. Предусматриваем выполнение молниезащиты с помощью двух стержневых молниеотводов установленных на кровле здания. Принимаем расстояние между молниеотводами L = 10м. При установке молниеотводов на кровле, за ,,уровень земли” принимаем уровень кровли здания, т. е. высоту защищаемого объекта.

Определяем габариты зоны защиты:

Зона защиты одиночного молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h0.

hO = 0,92 h,                                            (127)

где h - высота молниеотвода, м.

Для обеспечения совместной зоны защиты молниеотводы должны иметь высоту не менее чем L /6 = 10 /6 = 1,7 м. Предварительно принимаем h=2м.

hO = 0,92∙2=1,84 м.

На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0.

rO = 1,5 h;                                                (128)

rO = 1,5∙2=3 м.

Габариты совместной зоны защиты двух стержневых молниеотводов одинаковой высоты (рис. 13.2):

hC = hO - 0,14 ( L - h )                             (129)

hC = 1,84-0,14∙(10-2)=0,72м.

Минимальный радиус зоны защиты на высоте установке молниеотвода должен быть не менее.

 м.

отсюда необходимая высота молниеотвода

 = rO / 1.5 = 14 / 1,5 = 9,3 м.

Предварительно принимаем h=16м.

Тогда, высота зоны защиты одиночного молниеотвода будет равна:

hO = 0,92∙16=14.7 м.

Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx представляет собой круг радиусом rх.

,                       (130)

где hx =6 - высота защищаемого сооружения, м.

м.

Принимаем 2 молниеотвода высотой 16 м. Каждый молниеотвод должен быть присоединен к двум заземлителям, каждый из которых состоит из двух электродов ( сталь Ø 16мм длиной 5м ) соединенных стальной полосой сечением 40 × 4 мм. Верх электродов заглубляется на 0,7 м от поверхности земли.

Расчет защитного заземления

Преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением при замыкании на корпус и по другим причинам назыется защитным заземлением. Его задача- устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу и другим токоведущим металлическим частям электроустановки, оказавшимся под напряжением. Защитное заземление электроустановок необходимо выполнять во всех случаях при напряжении 380В.

В качестве искусственных заземлителей применяют одиночные или соединенные в группы металлические электроды, забитые вертикально или уложенные горизонтально в землю. Электроды изготовлены из отрезков прутковой стали диаметром не менее 10 мм. Длину электродов и расстояние между ними принимают не менее 2,5 м.

Между собой вертикальные электроды в групповом заземлителе сваривают перемычкой, выполненной из аналогичных материалов тех же сечений, что и сами электроды. Присоединение заземляющих проводников к оборудованию осуществляют сваркой или болтами, а к металлоконструкциям и заземлителю (под землей) - сваркой внахлестку на длине, равной двойной ширине для полос или шести диаметрам для круглых стержней.

Отдельные заземляемые корпуса обычно присоединяют не непосредственно к заземлителю, а магистральному заземляющему проводнику, который должен присоединяться к заземлителю не менее чем двумя проводниками в разных местах.

Каждый заземляемый элемент установки присоединяют к заземляющей магистрали отдельными проводниками. Нельзя последовательно включать несколько заземляемых частей установки в заземляющий проводник.

Для расчета групповых заземляющих устройств требуется:

1. Определить количество вертикальных электродов (Nв) и длину горизонтальной полосы.

2. Определить фактическое сопротивление заземляющих устройств Rзу ф.

. Разместить вертикальные и горизонтальные заземляющие устройства на плане.

Расчет ведем для ТП 1, для этого определяем :

- месторасположение ТП соответствует 2-ой климатической зоне

- удельное сопротивление грунта (суглинок)  принимаем равным 100 Ом*м

вид заземляющего устройства . Вертикальный электрод - стальной уголок длиной L=2,5м , размерами (50х50х5). Горизонтальные электроды размерами 40х4 мм.

глубину заложения t равной 0,7 м

Расчет производим по следующим формулам:

1.            Определяем сопротивление защитного заземления :

                                            (131)

где - ток однофазного замыкания на землю, А

                                                  (132)

.              Определяем удельное значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов

, Ом∙м                                  (133)

, Ом∙м                        (134)

.              Определяем сопротивление дополнительных искусственных заземлителей:

, Ом                                        (135)

Rе- естественное сопротивление фундамента, принимаем равным 15 Ом

.              Определяем сопротивление одного вертикального электрода:

, Ом                         (136)

t- глубина заложения, м

                                             (137)

5. Определяем длину полосы:

. Определяем сопротивление одного горизонтального электрода:

                                      (138)

- сопротивление грунта, Ом*м

b- ширина полосы, м

t- глубина заложения, м

- коэффициент использования горизонтальных электродов

( определяется по таблице). Принимаем  равным 0,4

. Определяем сопротивление заземляющего устройства:

                                 (139)

Определяем ток однофазного замыкания на землю,А:

Определяем сопротивление защитного заземления :

Сопротивление защитного заземления на стороне 0,4 кВ должно составлять не более 4 Ом.

Следовательно принимаем сопротивление заземляющего устройства 4 Ом.

Определяем удельное значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов

Определяем сопротивление дополнительных искусственных заземлителей:

Ом

Определяем сопротивление одного вертикального электрода, Ом:

=36,8

Определяем длину полосы:

Определяем сопротивление одного горизонтального электрода:

5,9 Ом

Определяем коэффициенты использования заземлителя:

Определяем сопротивление заземляющего устройства:

4,8 Ом

Принимаем nэ=8

Lп=40м

Определяем сопротивление одного горизонтального электрода:

Ом

Определяем сопротивление заземляющего устройства:

Ом

Принимаем nэ=7

Lп=35м

Определяем сопротивление одного горизонтального электрода:

Ом

Определяем сопротивление заземляющего устройства:

Ом

Следовательно, заземляющее устройство ТП-10/0,38 состоит из 8 вертикальных электродов (длиной 5 м, размером 50х50х5), длиной по периметру 40 м, в качестве горизонтальных заземлителей принимаем круглую сталь диаметром 4 мм и длиной 40мм.

Все металлические части конструкций, аппаратов и оборудования, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, заземляются.

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Природа и ее богатства являются естественной основой жизни и деятельности народов Республики Казахстан, их устойчивого социально-экономического развития и повышения благосостояния.

Животный и растительный мир страдает от загрязнения окружающей среды. Поэтому актуальность приобрело сохранение и правильное использование природных ресурсов.

Одним из важных направлений является замена технологических процессов, связанных с выделением вредных веществ, на процессы, при которых будет обеспеченно отсутствие или уменьшение вредных веществ (например, замена масляных выключателей на вакуумные). Уменьшению загрязнения атмосферы содействуют использование для нужд сельского хозяйства вторичных энергоресурсов промышленных предприятий, компрессорных станций. Применение различных фильтровых устройств в используемых средствах защиты воздуха в помещении или окружающей среде.

Из-за высокой загрязненности окружающей среды комплектное распределительное устройство располагается в здании, чтобы защитить электрооборудование от попадания на него пыли, вредных веществ, а также из-за снежных заносов высотой более 1м.

При прокладке кабельных линий 0,38 и 10 кВ разрушается плодородный слой земли. Чтобы этого не происходило следует снимать верхний слой земли, а после прокладки укладывать его аккуратно. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся зеленые насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабеля в трубах, проложенных путем подкопки. При прокладке кабелей в пределах земной зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояния допускается уменьшить до 0,75м.

Температура трансформаторов изменяется его температура, что приводит к изменению уровня масла. Баки трансформаторов мощностью более 63 кВА снабжают расширителями. Эта мера требуется для уменьшения поверхностного соприкосновения масла с воздухом, который вредно действует на масло, увлажняя и окисляя его. Пыль и влага, попадающие в расширитель из воздуха, собираются в отстойнике и удаляются через пробку. Для отключения расширителя в патрубке, соединяющим расширитель с баком, установлен кран и газовое реле. В нижней части бака установлена специальная пробка для отбора масла. Заливают и спускают масло из бака через два крана, один из которых установлен на крышке бака, а другой на стенке в его нижней части. Эти же краны используют для присоединения маслоочистительного аппарата при фильтрации и обезвоживании масла. У всех масляных трансформаторов в днище бака установлена пробка, служащая для спуска грязи, влаги и остатка масла после его слива через нижний кран. Площадка, на которой устанавливается силовой трансформатор с масляным охлаждением, должна быть засыпана гравием, и иметь бортовое ограждение по всему периметру гравийной засыпки маслоприемного устройства без разрывов высотой не менее 150 мм над землей. В местах выкатки трансформаторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняется из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением. Маслоприемные устройства под трансформаторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его на растительность, землю, кабельные каналы. В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промываться. При образовании на гравийной засыпке твердых отложений нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться замена гравия. Одновременно с промывкой гравия должна проверяться работа маслоотводов. После обильных дождей, таяния снега аварийные емкости для приема масла от трансформатора должны проверяться, и очищаться от масла и воды.

Вакумные выключатели применяются для коммутации и защиты сетей от аварийных режимов в сети 10 кВ, они являются более современными по сравнению с масляными, и оказывают меньшее отрицательное воздействие на окружающую среду, благодаря отсутствию трансформаторного масла.

Также требуется установка катализаторных конверторов для очистки выхлопных газов в автомашинах, использующих в качестве топлива неэтилированный бензин с внедрением присадок к топливу, снижающих токсичность и дымность отработанных газов. Оснащение транспортных средств, работающих на дизельном топливе, нейтрализаторами выхлопных газов.

Все основные технические решения проекта позволяют улучшить экологическую ситуацию объекта проектирования

6. Основные технико-экономические показатели проекта

Проект реконструкции системы электроснабжения предприятия «Костанай ВзрывПром» предусматривает полную замену пришедшей в негодность существующую систему электроснабжения.

За счет этих мероприятий предполагается повысить надежность и эффективность существующей системы электроснабжения. Основные показатели проекта характеризующие его стоимостные показатели, затраты на эксплуатацию системы электроснабжения, приведены в таблице 23.

Таблица 23

Основные технико-экономические показатели проекта

Показатель	Ед. изм.	Количество
1.Расчетная нагрузка электроприемников	кВт	1322,8
2. Годовое потребление электроэнергии	кВт*ч	6614*103
3.Время использования максимальной нагрузки	час.	5000
4.Протяженность питающих кабельных линий 10 кВ	км	1,9
5.Количество и мощность трансформаторов ТП-10/0,4 кВ	шт/кВА	3/1652
6. Протяженность распределительных линий 10 кВ	км	0,18
7. Стоимость капитальных вложений в проектируемую систему электроснабжения	тыс. тен.	1832
8.Количество условных единиц обслуживания	у.е.	219,6
9.Необходимое количество персонала для обслуживания СЭС	чел.	2
10.Ежегодные затраты на эксплуатацию системы электроснабжения	тыс. тен	777,3
11.Снижение затрат на потери электроэнергии за счет выбора оптимального сечения кабельных линий 10 кВ	тыс. тен	4,5
12.Срок окупаемости капитальных вложений на реконструкцию КЛ-10 кВ	лет	0,4

Заключение

В данном дипломном проекте были выполнены поставленные задачи. Была осуществлено электроснабжение производственной базы КФ АО «Казахвзрывпром» с учетом требований данного предприятия, а также экономических и экологических требований.

Специальная часть направлена на автоматизирование системы вентиляции складского помещения. Цель достигается путем установки датчиков температуры и влажности воздуха. Все расчеты были сделаны с учетом требований к складируемому материалу а также с учетом экономических и экологических требований.

Расчеты применяемые в дипломном проекте основываются на знаниях, пройденных за все время обучения.

Список использованных источников

1 Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. 2-е изд. Под общ. ред. Федорова А.А. - М.: Энергия, 1980. - 421 с.

Будзко И.А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. М.: Колос, 1985. - 608 с.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Т.1. Электроснабжение. Под общ, ред. Федорова А.А.- М.: Энергия, 1986. - 568 с.

Выключатели автоматические серии А3700. Ред. Мелешина И.М. - М., Е-37, Информэлектро, 1981. - 18 с.

Выключатели автоматические серии АЕ20 и АЕ20М (модернизированные). - М., Е.: Информэлектро, 1987. - 34 с.

Справочник электромонтера. Ред. Ганелин А. М., Мильман И. Э. - М.: Агропромиздат, 1982. - 254 с.

Карпов Ф.Ф. Как выбрать сечение проводов и кабелей. Изд. 3-е. - М.: Энергия, 1983. - 128 с.

Справочник по проектированию электросетей в сельской местности. Под ред. Каткова П.А. - М.: Энергия, 1980. - 384 с.

Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии Под общ. ред. Орлова И.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 446 с.

Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - М.: Колос, 1980. -274 с.

Голубев М.Л. Расчет токов короткого замыкания в электросетях 0,4-35 кВ. 2-е изд. - М.: Энергия, 1980. - 208 с.

Справочник по монтажу силового и вспомогательного электрооборудования на электростанциях и подстанциях. Под ред. Иванова Н.А., Этуса Н.Г. - М.: Энергия, 1986. - 198 с.

Князевский Б.А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебник для вузов. - М.: Высшая школа, 1986. - 588 с.

Гессен В.Ю., Ихтейман Ф.М., Симоновский С.Ф. Защита сельских электрических сетей от аварий. - М.: ИНФРА, 2004 г. - 296 с.

Афанасьев Н.А., Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств. - М.: Энергоатомиздат, 1998 г. - 328 с.

Чекалкин Н.А., Полухина Г.Н. Охрана труда в электротехнической промышленности. Учебник для техникумов. Изд. 2-е. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 292 с.

Правила устройства электроустановок Республики Казахстан. - Астана, 2003.

Белов С.В. Охрана окружающей среды. Учебник для техникумов и спец. вузов. - М.: Высшая школа, 1991. - 224 с.

Ливкач И.Ф., Воронов Ю.В. Охрана окружающей среды. - М.: Высшая школа, 1988. - 504 с.