Оглавление

Технический паспорт проекта 3

Введение 4

Краткая характеристика объекта проектирования 5

Исходные данные 6

1 Расчет электрических нагрузок 7

1.1Расчет нагрузок по ремонтно-механическому цеху 7

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию 12

Приложение 2 приложение 2 14

приложение 2 15

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия 19

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия 24

4 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия 27

4.1 Определение потерь в трансформаторах. 27

4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. 28

4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию. 30

4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. 33

4.5 Выбор коммутационной аппаратуры – 35 кВ 34

4.6 Выбор коммутационной аппаратуры – 110 кВ 35

4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения 36

5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий 41

5.1 Выбор напряжения 41

5.2 Построение схемы электроснабжения 41

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети 41

5.4 Расчет питающих линий 42

6 Расчёт токов короткого замыкания 45

7 Выбор электрооборудования СЭС ПП 50

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП 50

7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН 50

7.3 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ 56

7.4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока. 56

Advertisement
Узнайте стоимость Online
  • Тип работы
  • Часть диплома
  • Дипломная работа
  • Курсовая работа
  • Контрольная работа
  • Решение задач
  • Реферат
  • Научно - исследовательская работа
  • Отчет по практике
  • Ответы на билеты
  • Тест/экзамен online
  • Монография
  • Эссе
  • Доклад
  • Компьютерный набор текста
  • Компьютерный чертеж
  • Рецензия
  • Перевод
  • Репетитор
  • Бизнес-план
  • Конспекты
  • Проверка качества
  • Единоразовая консультация
  • Аспирантский реферат
  • Магистерская работа
  • Научная статья
  • Научный труд
  • Техническая редакция текста
  • Чертеж от руки
  • Диаграммы, таблицы
  • Презентация к защите
  • Тезисный план
  • Речь к диплому
  • Доработка заказа клиента
  • Отзыв на диплом
  • Публикация статьи в ВАК
  • Публикация статьи в Scopus
  • Дипломная работа MBA
  • Повышение оригинальности
  • Копирайтинг
  • Другое
Прикрепить файл
Рассчитать стоимость

7.5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций 58

8 Компенсация реактивной мощности 62

9 Спец вопрос. Способы пуска асинхронных двигателей 66

9.1 Прямой пуск 66

9.2 Реакторный пуск 67

9.3 Прямой пуск 72

9.4 Пуск при помощи терристорным регулирования. 73

Система управления 73

9.5 Частотный пуск 75

10 Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП 78

10.1 Диференциальная защита трансформатора ГПП 10000/110/10 78

10.2 Максимальная токовая защита 83

10.3 Максимальная токовая защита от перегруза 85

10.4 Газовая защита 86

11 Безопасность жизнедеятельности на ГПП 88

11.1 Компоновка главной понизительной подстанции (ГПП). Обоснование выбора местоположения ГПП 89

11.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ на ОРУ 110 кВ 89

11.3 Основные требования к установке трансформаторов 90

11.4 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих частей 90

11.5 Проходы и проезды на ОРУ 91

11.6 Правила окраски токоведущих частей 91

11.7 Перечень защитных средств применяемых на ГПП 91

11.8 Требования к устройству дверей ЗРУ и оснащению их замками 91

11.9 Электробезопасность 92

11.10 Расчет защитного заземления ОРУ ГПП 94

11.11 Молниезащита ОРУ ГПП 99

11.12 Освещение ОРУ 101

11.13 Пожарная безопасность 102

12 Производственный менеджмент в энергетике предприятия 104

12.1 Исходные данные к экономической части дипломного проекта 104

12.2 Система целей энергетического хозяйства предприятия 104

12.3 Анализ поля сил 106

12.4 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства 107

12.5 Планирование труда и заработной платы 110

12.6 Планирование численности рабочих 111

12.7 Планирование численности персонала управления 115

12.8 Планирование фонда заработной платы рабочих 116

12.9 Планирование фонда заработной платы персонала управления 118

14.10 Планирование производительности труда 118

12.11. Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание 119

12.12 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое планирование 120

12.13. Основные технико-экономические показатели энергохозяйства 121

Заключение 123

Список использованной литературы 124

 

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3312, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

ОплатаКонтакты.

Технический паспорт проекта

Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 7433,9 кВт;

Категория основных потребителей по надежности электроснабжения вторая.

Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 26278,662 кВА;

Коэффициент реактивной мощности: расчетный =0,31, заданный энергосистемой = 0,31.

Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 1150 МВА

Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 5 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110 провод: АС-70/11.

Количество, тип и мощность трансформаторов ГПП: 2хТРДН-25000/110;

Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

Типы принятых ячеек распределительных устройств ГПП: К-104 и К-105;

На территории устанавливаются трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ мощностью 1000, 160 кВА.

Тип кабельных линий: ААШв, сечение: 185 мм .

 

Введение

Ускорение научно-технического прогресса предъявляет высокие требования к базовым отраслям экономики, какой является энергетика. Производство, передача и рациональное использование распределение электроэнергии приобретает все большее значение. В свете задачи всемерного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надежности электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Экономное использование электроэнергии приобретает все большее значение, что необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации промышленных сетей высокого и низкого напряжения. Анализ потребления электрической энергии промышленными предприятиями показывает, что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются: компенсация реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий, увеличение загрузки трансформатора с целью достижения максимальной эффективности их использования, приближение трансформаторов к приемникам электроэнергии (глубокие вводы), сокращение ступеней трансформации и исключение дополнительного реакторного оборудования, сокращения потерь непосредственно в трансформаторах, внедрение более экономичного силового оборудования и источников света, оптимизация режимов работы электрооборудования, реконструкция и перевод на повышенное напряжение, внедрение диспетчерского управления и автоматизированных систем управления электроснабжением и учетом электроэнергии.

 

Краткая характеристика объекта проектирования

В качестве объекта проектирования предлагается центр гидродинамических исследований предприятия ГРЦ, основной деятельностью которой является исследование гидродинамических свойств продукции предприятия.

Большинство электроприемников предприятия потребляют трехфазный переменный ток, частотой 50 Гц, напряжением 380 В. По степени бесперебойности электроприемники относятся ко второй категории.

Территория предприятия относится ко второму району по скоростным напорам ветра и ко второму по толщине стенки гололеда. Район с умеренной пляской проводов и среднегодовой продолжительностью гроз от 40 до 60 часов. В розе ветров преобладает северо-западный ветер.

 

 

Исходные данные

Расстояние от предприятия до энергосистемы 5 км.

Уровни напряжения на подстанции энергосистемы: 35 и 110 кВ.

Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы: для 35 кв — 700 МВА; для 110 кВ — 1150 МВА.

Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу: основная ставка 27,012 руб./кВт•год, дополнительная- 1,261 руб./кВт•ч.

Наивысшая температура: окружающего воздуха 25°С; почвы (на глубине 0,7 м.) 15°С.

Коррозионная активность грунта предприятия — низкая.

Блуждающие токи в грунте отсутствуют;

Колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия нет.

 

1 Расчет электрических нагрузок

1.1Расчет нагрузок по центру гидродинамических исследований

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии рассматриваются в качестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность P, реактивную мощность Q, полную мощность S и ток I.

Режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и изменяются во времени.

Номинальная активная мощность приемника электроэнергии — это мощность, указанная на заводской табличке или в паспорте, при которой приемник должен работать.

Применительно к многодвигательным приводам под термином «приемник электроэнергии» следует понимать весь агрегат в целом, под его номинальной мощностью — сумму всех номинальных — мощностей всех его электродвигателей.

Расчетные мощности Рр и Qр определяются по формулам:

Рр = kра ∙ Рср, (1.1)

Qр = kрр ∙ Qср, (1.2)

где kра –расчетный коэффициент активной мощности; определяется по справочным материалам, kра =f(nэ; kиа);

kрр – расчетный коэффициент реактивной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка группы электроприемников принимается

при nэ ≤ 10 Qp = 1,1 Qc Qc = Рн Ки tg φ; (1.3)

при nэ > 10 Qp = Qc (1.4)

где tgφ-коэффициент мощности рассматриваемой группы электроприемников;

Qc – средняя реактивная нагрузка;

nэ — эффективное число электроприемников.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого эктроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:

Рср = kиа ∙ Рном, (1.5)

где kиа – коэффициент использования по активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за наиболее загруженную смену. Его значение для отдельных электроприемников приводится в электрических справочниках.

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

Qср = Рном∙ tgφ, (1.6)

где tgφ определяется из справочных данных.

Определение приведенного числа электроприемников n:

nэ = (1.7)

Если , то значение nэ может быть получено по формуле:

(1.8)

где Рном мах – максимальная мощность одного электроприемника;

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением:

Sp = (1.9)

Расчетный ток:

Iр = , (1.10)

где Uн – номинальное напряжение сети, Uн = 380 В.

Значения соsφ, tgφ и kиа определяются из справочных данных.

Значения величин Рном, и в итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием величин каждой нагрузки:

(1.11);

(1.12)

Групповой коэффициент использования по активной мощности и tgφ определяются по соответствующим формулам:

КиаΣ= (1.13)

tgφΣ = (1.14)

В результате произведенных расчетов по формулам (1) – (14) полученные данные сводим в таблицы 1.

В конце таблицы произведен расчет электрических нагрузок по центру.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По справочникам находятся коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и Киа по таблицам находится коэффициент максимума Кра, и определяются расчетные активная Рр и реактивная Qр нагрузки.

Рр = Кра ∙ Рср, (1.15)

Qр = Крр ∙ Qср, (1.16)

Расчетная осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (17) с учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв.

Рр.осв = Кс.осв∙ Руд.осв ∙ Fц (1.17)

После суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха Sр.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого (0,4 кВ)», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Рн, средние активные Рср и реактивные Qср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Рр.осв.

Далее вычисляются коэффициенты Киа, tgφ и соsφ по формулам (18), (19), (20). Приведенное число электроприемников по (7) или (8) и находится коэффициент расчётной нагрузки по активной мощности Кра для электроприемников напряжением до 1000 В.

Киа = (1.18)

tgφ = (1.19)

соsφ = аrctg φ (1.20)

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого (10 кВ)». Таблицу заканчивает строка «Предприятие», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.

Следуя указаниям методического пособия, был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 2.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.

 

 

 

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования.

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории надежности электроснабжения. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

, (2.1);

где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

Fц – площадь цеха, м2.

Таблица 3– Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ

Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2 0,03…0,05 0,05…0,06 0,06…0,08 0,08…0,11 0,11…0,14 0,14…0,18 0,18…0,25 0,25…0,34 0,34…0,5 0,5… выше

Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА 250 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

— выбор единичной мощности трансформатора;

— выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

— выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

— выбор местоположения.

Далее определим оптимальное число трансформаторов в цехе:

N = +ΔNт+m, (2.2)

где Кз доп – коэффициент загрузки – допустимый. Он зависит от категории надежности.

Кз доп = 0,7 – I категория

Кз доп = 0,8…0,85 – II категория

Кз доп = 0,93…0,95 – III категория

ΔNт – добавка до ближайшего целого числа;

m=f(Nт min, Kз. доп, ΔNт).

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q1р = ; (2.3)

Q1р, если Qр ≥ Q1р; (2.4)

Q1 =

Qр, если Q1р > Qр,

где Nт – число трансформаторов цеховой ТП;

Кз доп – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

Sн тi – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП.

При Q1р < Qр трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

Qку = Qр — Q1. (2.5)

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

Кз норм = ; (2.6)

Кз п/ав = , (2.7)

где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

Sн.тi – полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП.

Результаты по выбору числа, мощности и типа трансформаторов приведены в таблице 4.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховой ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки приведены в таблице.

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРт = N∙(ΔРхх + ∙ ΔРкз), (2.8)

где N – число ТП в цехе;

Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

ΔQт = N∙ , (2.9)

где Iхх – ток холостого хода, %;

Uкз – напряжение короткого замыкания, %;

Sн т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Освещение территории предприятия производим с ближайших цеховых ТП.

Трансформаторные подстанции использую встроенные. Для данного предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 1000 кВА, 160кВа. Выбор типа зависит от условий установки, охлаждения, состояния окружающей среды и т.д.

Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 4.

Таблица 4 — Выбор типа и количества трансформаторов

 

 

Таблица 5 — Потери в трансформаторе

Наименование цехов и подразделений № п/ст Pхх, кВТ Pкз, кВТ Iхх, % Uкз, % ΔPт, кВт ΔQт, кВАр ΔPт+Pp, кВт ΔQт+Qp, кВАр Sp1, кВА

 

1) Центр гидро-динамических исследований 1 1,9 12,2 1,4 4,6 14,9 69,85 993,15 937 1366

2) Научно-исследовательский корпус 2 0,51 2,65 2,4 4,5 5,15 138,4 2527,3 2152 3320

3) Производственный цех 1 3 1,9 12,2 1,4 4,6 4,33 60 109,1 135 174

4) Производственный цех 2 4 1,9 12,2 1,4 4,6 25,1 68,25 1157,8 1535 1923

5) Склад 5 0,51 2,65 2,4 4,5 1,99 40,6 64,629 94 114

 

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами. Согласно заданию на проектирование необходимо установить подстанцию, снабжающую электроэнергией группу цехов ГРЦ и стороннюю нагрузку ММЗ. Задана расчетная мощность сторонней нагрузки ММЗ равная 2739,5 кВт. Зная величину PРΣ=6824+9631+2739,5=19194,5кВт можно определить величину рационального напряжения. Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого сначала оценим величину рационального напряжения по формуле Стилла:

где lл – длина питающей ГПП линии, км; PР.П. – расчётная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт.

Расчетная (максимальная) активная нагрузка предприятия:

(3.1)

где Рр.н – расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт; Рр.в – расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, кВт; ∆РТΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП, кВт; Рр.о – расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории, кВт; Ком – коэффициент одновремённости максимумов, равный 0,9.

кВт

Величина рационального напряжения:

кВ

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения

предприятия: 35 и 110 кВ.

Питание предприятия осуществляется от п/с “Ильменская”.

Расстояние до п/с 5км, Мощность токов кз: на стороне 35кВ Ркз=700 МВА,

на стороне 110кВ Ркз=1150 МВА.

Полную расчётную нагрузку предприятия, необходимую для выбора силовых трансформаторов ГПП найдём по формуле:

, (3.2)

где QЭС – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы.

(3.3)

где — находится по таблице 6.

Таблица 6

Напряжение сети, кВ 35 110 220 и более

tgφ 0,27 0,31 0,42

Потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

(3.4)

Тогда для 110 кВ: кВар

для 35 кВ: кВар

Потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

для 110 кВ: кВар

для 35 кВ: кВар

Полная расчетная нагрузка предприятия:

для 110 кВ: кВА

для 35 кВ: кВА

Мощность трансформаторов ГПП определяется из соотношений:

и

где =2 – число трансформаторов ГПП; — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, определяется из условия резервирования.

Тогда:

для 110 кВ: кВА

для 35 кВ: кВА

Сведем полученные результаты в таблицу 7 и выберем трансформатор.

Таблица 7

Напряжение, кВ 110 35

Экономически целесообразная реактивная мощность ,кВар

8146,4 7095,2

Полная расчетная нагрузка , кВт

27005 26786,2

Мощность трансформаторов ГПП , кВА 19289,3 19133

Тип трансформаторов на ГПП ТРДН– 25000/110 ТРДНС-25000/35

Номинальная мощность трансформатора

25000 25000

Напряжение на высокой стороне

110 35

Напряжение на низкой стороне

10,5 10,5

Потери холостого хода

25 25

Потери короткого замыкания

120 115

Напряжение короткого замыкания

10,5 8,5

Ток холостого хода

0,5 0,5

Коэффициент загрузки в нормальном режиме

0,8 0,7

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме

1,4 1,6

Варианты схем электроснабжения предприятия для 35 и 110 кВ

представлены на рисунке 1 и на рисунке 2.

 

Рисунок 1 – Схема внешнего электроснабжения напряжением 35кВ

 

Рисунок 2 – Схема внешнего электроснабжения напряжением 110кВ

4 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения

предприятия

При сравнении вариантов внешнего электроснабжения необходимо решить следующие вопросы:

Произведем расчет для схемы с напряжением 110 кВ.

4.1 Определить потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП.

Потери мощности в трансформаторах (110 кВ):

 

 

Потери электроэнергии в трансформаторе:

, (4.1)

где годовое число часов максимальных потерь, определяемое из соотношения:

где годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки ;

годовое число часов работы предприятия .

Тогда: .

 

 

4.2 Рассчитать линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия.

Нагрузка в начале линии:

 

Расчетный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ:

 

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):

 

Сечение проводов линий находим по экономической плотности тока:

 

где экономическая плотность тока, А/ .

Выбираем ближайшее стандартное сечение. По условиям проверки на коронирование минимальное сечение для проводов 110 кВ должно быть не менее 70 мм2. Для напряжения 110кВ принимаем провод АС-70/11 он имеет длительно допустимый ток =188 А и удельные сопротивления

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

 

Потери активной энергии в проводах линии за год:

 

4.3 Рассчитать токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП или ЦРП.

Исходная схема питания промышленного предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке 3.

 

Рис. 3

Определим параметры схемы замещения. При мощности короткого замыкания и базисной мощности за базисное напряжение принимаем среднее напряжение в ступени, где рассматривается КЗ. Среднее напряжение на 5% больше номинального, следовательно,

Сопротивление системы в относительных единицах:

 

Сопротивление воздушной линии 110 кВ:

 

Определяем ток короткого замыкания в точке К1.

Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая слагающая принимается неизменной в течение всего процесса замыкания).

 

Ударный ток короткого замыкания:

 

где ударный коэффициент .

Рассчитаем ток КЗ в точке К2.

 

Ударный ток короткого замыкания:

.

4.4 Выбрать коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП.

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:

1) номинальному напряжению:

 

2) номинальному току:

 

где рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме.

 

3) номинальному току электродинамической стойкости

 симметричному

 

 асимметричному

 

4) номинальному току отключения

 симметричному

 

 асимметричному

 

где процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. Определяется по таблице 4.5

5) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости):

 

где =0,01 с. – минимальное время действия релейной защиты;

— собственное время отключения выключателя по каталогу;

— время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

4.5 Выбираем выключатели:

Намечаем к установке на вводе ГПП выключатели типа ВГУ-110/40/3150У3. Это элегазовый выключатель для наружной установки.

Рабочий ток выключателя в наиболее утяжеленном режиме:

 

Время отключения выключателя:

с,

где — минимальное время срабатывания защиты;

— собственное время срабатывания выключателя.

Значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени :

кА,

где — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока при КЗ.

Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:

кА,

где — нормированное содержание апериодической составляющей в токе отключения.

Проверим выключатель на термическую стойкость:

Тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

 

кА2 с,

где — ток термической стойкости для выбранного выключателя;

— время протекания термической стойкости

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 8.

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

ВГУ-110-40/3150У3

Номинальное напряжение, кВ 110 110

Расчетный ток, А 72 3150

Ток отключения, кА 5,8 40

Ток электродинамической стойкости, кА 13,8 52

Тепловой импульс, кА2с 2,2 4800

 

Из таблицы видно, что выключатель подходит для установки.

4.6 Выбираем разъединители:

Разъединители выбираются по:

1. номинальному напряжению: ;

2. номинальному длительному току:

3. электродинамической стойкости: ;

4. термической стойкости: .

К установке намечаем разъединители типа РДЗ 110/1000.

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 9.

Таблица 9

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

РДЗ-110-1000-У1

Номинальное напряжение, кВ 110 110

Номинальный длительный ток, А 72 1000

Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 13,8 80

Тепловой импульс, кА2с 2,2 4800

 

Выбранные разъединители удовлетворяют условиям.

4.6 Выбор ограничителей перенапряжения:

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-У-110/77. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-У-110/56 и заземлитель типа ЗОН-110М-IУ1, они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

4.7 Определить технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.

Годовые приведенные затраты находятся по выражению:

(4.2)

где общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности =0,12, отчислений на амортизацию и расходов на обслуживание .

.

Принимается по справочнику

— сумма капитальных затрат группы одинаковых элементов. Определяется по прейскурантам и справочникам

— стоимость годовых потерь электроэнергии;

народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения.

Определяется для вариантов, неравноценных по надежности. Для учебного проектирования рассматриваются равнонадежные варианты и показатель , таким образом, из расчетов исключается.

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

(4.3)

(4.4)

где удельная стоимость потерь электроэнергии;

основная ставка тарифа, руб./кВт год;

стоимость одного кВт электроэнергии, руб./кВт ч;

отношение потерь активной мощности предприятия в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия, определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы.

δ — поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,04

руб/кВт*час

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

 

Тогда годовые приведенные затраты:

 

Таблица №10

№ Наименование оборудования Единицы измерения Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, Ео.е. Затраты, тыс.руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потнрь электроэнергии, тыс. руб.

1 Трансформатор силовой шт 2 6000 12000 0,165 1980 —

ТРДН-25000/110

2 ВЛ 110 кВ км 5 2246 11230 0,165 1852,95 —

3 Выключатель шт 4 600 2400 0,165 396 — —

ВГУ — 110 — 40 /3150У1

4 Разъединитель полюс 18 34,2 615,6 0,165 101,574 — —

РДЗ — 110 — 1000 — У1

5 ОПН шт 6 31 186 0,165 30,69 — —

ОПН — У — 110/77

6 ОПН шт 2 31,5 63 0,165 10,395 — —

ОПН — У — 110/56

7 Трансформатор тока шт 6 350 2100 0,165 346,5 — —

ТФЗМ-110Б-У1-0,5/10Р

8 Заземлитель шт 2 22 44 0,165 7,26 — —

ЗОН-110М-IУ1

ИТОГО 18016 4725,369 3965

 

Произведем аналогичный расчет для схемы с напряжением 35 кВ.

4.8 Определим потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП.

Потери мощности в трансформаторах (35 кВ):

 

 

Потери электроэнергии в трансформаторе:

 

4.9 Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия.

Нагрузка в начале линии:

 

Расчетный ток одной цепи линии напряжением 220 кВ:

 

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):

 

Сечение проводов линий находим по экономической плотности тока:

 

Выбираем ближайшее стандартное сечение. Это провод АС 240/32. Провод имеет длительно допустимый ток =330 А и удельные сопротивления

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

 

Потери активной энергии в проводах линии за год:

 

4.10 Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП .

Исходная схема питания промышленного предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке 4.

 

Рис. 4

Определим параметры схемы замещения. При мощности короткого замыкания и базисной мощности за базисное напряжение принимаем среднее напряжение в ступени, где рассматривается КЗ. Среднее напряжение на 5% больше номинального, следовательно,

Сопротивление в точке К1 в относительных единицах:

 

Сопротивление воздушной линии 35 кВ:

 

Определяем ток короткого замыкания в точке К1.

Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая слагающая принимается неизменной в течение всего процесса замыкания).

 

Ударный ток короткого замыкания:

 

Рассчитаем ток КЗ в точке К2.

 

Ударный ток короткого замыкания:

.

4.11 Выбираем выключатели:

Намечаем к установке на вводе ГПП и в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы выключатели типа ВБП3-35-12,5/1000У3.

Рабочий ток выключателя в наиболее утяжеленном режиме:

 

Время отключения выключателя:

с,

Значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени :

кА,

Нормированное значение апериодической составляющей тока отключения для данного выключателя:

кА,

Проверим выключатель на термическую стойкость:

Тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

 

кА2 с,

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 11.

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

ВБП3-35-12,5/1000У3

Номинальное напряжение, кВ 35 35

Расчетный ток, А 546,14 1000

Ток отключения, кА 11,4 12,5

Тепловой импульс, кА2с 12,15 1200

Из таблицы видно, что выключатель подходит для установки.

4.12 Выбираем разъединители:

К установке намечаем разъединители типа РДЗ – 35-1000-У1.

Сведем расчетные и справочные данные в таблицу 12.

Таблица 12

Параметры аппарата Данные установки Каталожные данные

РДЗ – 35-1000-У1

Номинальное напряжение, кВ 35 35

Номинальный длительный ток, А 546,14 1000

Номинальный ток электродинамической стойкости, кА 24 63

Тепловой импульс, кА2с 12,15 252

Выбранные разъединители удовлетворяют условиям.

4.13 Выбор ограничителей перенапряжения:

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-У-35/38,5 с Uном=35 кВ.

4.14 Определим технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.

Удельная стоимость потерь электроэнергии:

 

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

 

Годовые приведенные затраты:

 

Сведем расчеты экономических показателей в таблицу 13.

Таблица 13

№ Наименование оборудования Единицы измерения Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления о. е.. Затраты, тыс.руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потнрь электроэнергии, тыс. руб.

1 Трансформатор силовой шт 2 4000 8000 0,165 1320 —

ТРДНС-25000/35

2 ВЛ 35 кВ км 5 8100 40500 0,165 6682,5 —

3 Выключатель шт 4 460 1840 0,165 303,6 — —

ВБПЗ-35-12,5/1000У3

4 Разъединитель полюс 18 29,8 536,4 0,165 88,506 — —

РДЗ — 35 — 1000 — У1

5 ОПН шт 6 13,6 81,6 0,165 13,464 — —

ОПН — У — 35/38,5

6 Трансформатор тока шт 6 250 1500 0,165 247,5 — —

ТФЗМ — 35 — У1 — 0,5/10Р

ИТОГО 52458 8655,57

2990

Результаты сравнения вариантов сведем в таблицу 14.

Таблица 14

Вариант Капитальные затраты , тыс. руб. Приведенные капитальные затраты, , тыс. руб. Потери электроэнергии,

, тыс. кВт .

Стоимость потерь электроэнергии,

тыс. руб.

Приведенные затраты,

тыс. руб.

Вариант1(110кВ) 18016 4725,369 3965 5440

Вариант2 (35 кВ) 52458 8655,57 2990 3714,5

Таким образом, выбираем вариант схемы с напряжением 110 кВ

5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий

5.1 Выбор напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”, так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

5.2 Построение схемы электроснабжения

Распределение электроэнергии на данном промышленном предприятии выполняется по радиальным и магистральным схемам. Магистральные схемы напряжением 10 кВ для питания цеховых ТП должны применяться при последовательном, линейном расположении подстанций для группы технологически связанных агрегатов. К одной магистрали подключены ТП1 и ТП2. Радиальные схемы следует применять при нагрузках , расположенных в различных направлениях от источника питания. Все эти схемы осуществляются с помощью кабельных линий. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Схема сетей внутреннего электроснабжения представлена в графической части проекта.

5.2.1 Технико-экономическое обоснование схемы внутризаводского электроснабжения

Сравним два варианта схемы внутризаводского электроснабжения:

1. Питание группы цехов от собственного ГПП;

2. Питание группы цехов от промежуточного ЦРП.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

З = , (5.1)

где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.

Е= 0,193 – для силового оборудования, 0,165 – для кабелей

Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы электроприёмников.

Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0 ; (5.2)

С0 = δ , (5.3)

где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии.

Для 10 кВ: α=199,3 ∙ 12 = 2391,6 руб/кВт год; β= 1,1 руб/кВ∙ч;

Км = ∆Рэ/∆Рм = 0,88 – отношение потерь активной мощности в СЭС предприятия ∆ Рэ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм активной мощности в той же сети.

δ — поправочный коэффициент δ = 1,04 для 10 кВ;

С0 для 10 кВ : С0=1,94;

Для сравнения вариантов составим таблицу 15 и сведем данные в нее.

Таблица 15 – Экономические показатели вариантов схем внутризаводского электроснабжения.

№ п.

п Наименование оборудования Единица измерения Количество Стоимость единицы, тыс.руб. Капиталовложения

К

Тыс.руб. Отчисления

Е о.е. Затраты

КЕ

тыс. руб. Потери электроэнергии

∆А, кВт•ч/год

Стоимость потерь электроэнер-

гии,

тыс.руб/год.

Вариант 1

1 Ячейка К-104М-10-31,5УЗ шт 5 49 245 0,193 47,285

2 Выключатель ВВ-10У-31,5/630 шт. 5 50 250 0,193 48,25

3 Кабель ААШв-10-(3х185) км 1,48 578,1 855,6 0,165 141,2 112547 218,3

Итог по варианту: 236,7 218,3

Затраты по варианту: 455

Вариант 2

1 Ячейка К-104М-10-31,5УЗ шт 7 49 343 0,193 66,2

2 Выключатель ВВ-10У-31,5/630 шт. 7 50 350 0,193 67,55

3 Кабель ААШв-10-(3х185) км 1,48 578,1 855,6 0,165 141,2 112547 218,3

4 Кабель ААШв-10-(3х240) км 40 673,2 26928 0,165 4443,2 53464504

103721,2

Итог по варианту 4718,2 103939,5

Затраты по варианту: 108657,65

Затраты на сооружение внутризаводского электроснабжения по первому варианту составили 455 тыс. руб/год, а по второму – 108657,65 тыс. руб/год. Принимаем первый вариант – питание группы цехов от собственного ГПП.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации технологических, транспортных и других коммуникаций, загрязненности грунта на территории предприятия и т.д.

Как уже было сказано, сеть выполнена кабельными линиями. Кабели прокладываются в траншеях не более шести кабелей в траншее и в кабельном канале , марки кабелей полностью пригодны для прокладки в такой почве (температура почвы на глубине 0,7 м – 14,2 градусов по шкале Цельсия, 22,6 градусах окружающей среды, средняя коррозионная активность, нет блуждающих токов, есть колебания и растягивающие усилия). Наибольшая температура воздуха в цехах и кабельном канале принята равной наивысшей температуре окружающей среды. В траншее кабель закрыт красным кирпичом. Сечение кабеля выбирается по участку прокладки с худшими условиями охлаждения имеющему длину 10 метров и более.

.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, по потерям напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 20.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

(5.4)

где — мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, .

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

, (5.5)

где — экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [4] — j=1,4.

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

> , (5.6)

где — поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [4];

— поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [4];

— число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> , (5.7)

где — коэффициент перегрузки [4].

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле

(5.8)

где — расчетная активная и реактивная нагрузки.

— удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

Выбор кабелей по варианту 1.

Таблица 15.

 

Выбор кабелей по варианту 2.

Таблица 16.

6 Расчёт токов короткого замыкания

Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 5. Также на схеме указанные принятые ступени селективности МТЗ

Рисунок 5 Принципиальная электрическая схема СЭС для расчёта токов КЗ

В подпитке точки К3 участвуют все синхронные двигатели, подключенные ко всем секциям шин 10 кВ. По найденному значению токов КЗ в данной точке производится выбор всего электрооборудования схемы внутреннего электроснабжения напряжением 10 кВ предприятия.

При определении тока КЗ в точке К4 в качестве источника рассматривается только энергосистема, а подпитка от электродвигателей напряжением 10 кВ не учитывается. По току КЗ производим выбор только вводных и секционных выключателей, устанавливаемых на стороне НН 0,4 кВ цеховых ТП. Выбор электрооборудования РПН напряжением 0,4 кВ выбирается только по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах.

Определим токи КЗ в точках К3 и К4:

Мощность короткого замыкания системы Sк = 1150 МВА, базисная мощность Sб=1000 МВА, Uн1=110кВ, Uн2=10кВ, Uн3=0,4кВ.

Сопротивление системы:

 

Сопротивление линии:

 

Сопротивление трансформатора на ГПП :

 

Cопротивление каждой из кабельных линий ГПП-СД1, ГПП-СД2,

(каждая АПвП 3×16, с длинами соответственно 610 и 615метров соответственно):

 

 

 

Сопротивление кабельной линии ТП1

(каждая — АПвП 3×95, длина 684 м):

 

Сопротивление цехового трансформатора на ТП1 (ТМЗ-1000) находим по формуле (77):

 

Найдём сверхпереходные сопротивления двигателей.

Принимаю что синхронные двигатели с мощностью 4 Мвар каждый это также двигатели СДН с η = 0,95. Сопротивление каждого из синхронных двигателей центра:

 

Согласно методике расчёта ЭДС системы принимаю равным 1, ЭДС синхронных двигателей 1,1.

После ряда преобразований схемы замещения получаем эквивалентные сопротивление и ЭДС в точке 3: Xэдв = 9,814; Eдв = 1,1; Xэ.ксист= 3,457; Eс = 1.

Суммарный периодический ток КЗ в момент 0:

 

Умножая на базисный ток находим его значение в амперах:

кА

Апериодическая составляющая тока КЗ в точке К3:

кА

Та=0,14 с для данной ступени СЭС, t=0,01 с — в данный момент наибольшее значение апериодической составляющей тока КЗ.

Ударный ток КЗ в точке 3:

кА

Периодическая составляющая тока КЗ в точке 4:

 

Выразим её в амперах по формуле (82):

кА

Для сетей 0,4 кВ расчет апериодической составляющей не проводим, т.к. в сетях 0,4 кВ ее влияние незначительно.

Рассчитанные токи КЗ сводим в таблицу 17.

Таблица 17

Расчетная точка Напряжение Uср расчетной точки, кВ Токи, кА Мощность КЗ ступени

,

МВА

 

К-1 115 5,8 13,8 1150

К-2 115 5 11 995,9

К-3 10,5 22,045 60,204 400,9

К-4 0,4 29,0127 — 20,1

 

 

7 Выбор электрооборудования СЭС ПП

7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд ГПП

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, системы связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, освещение подстанции, обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

(7.1)

кВА,

Принимаем к установке ТМ-160/10/0,4 кВ, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как , кВА.

Ток предохранителя:

А, (7.2)

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-16-31,5 УЗ.

7.2 Выбор типа РУ на стороне НН ГПП, выключателей, ТТ и ТН

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии К-104 и К-105(секционирование). В комплектацию к данной ячейке входят вакуумные выключатели типа ЭВОЛИС Schneider Electric, трансформаторы тока типа ТОЛ и трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ. Выключатели снабжены многофункциональной системой типа Sepam 1000+, которая предназначена для защиты электрооборудования. На вводе в КРУ выбран выключатель ВВЭ-10-31,5/1000У3, его выбор представлен в таблице

Номинальный ток трансформатора ГПП:

А, (7.3)

где Кз.н. – коэффициент загрузки трансформатора ГПП в нормальном режиме.

А.

Максимальный (послеаварийный) ток трансформатора ГПП:

А, (7.4)

где Кз.п.а – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

А.

Таблица 18 – Выбор выключателей на вводе в КРУ

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

 

ВВЭ-10-31,5/1000У3

 

U, кВ 10 Uуст< Uном 10

Iраб утяж, А 962,2 Iмах < Iном 1000

Iп,о,кА 20 Iпо < Iдин 31,5

iуд, кА 60,2 Iуд < iдин 80

Iп,т, кА 20 Iп,т<Iоткл.ном 31,5

iat, кА 8,16 Iа,τ < Iа ном 9,9

Bk, кА^2 ∙ с 172,049 Bк< Iтер^2∙tтер 1200

Время от начала короткого замыкания до отключения выключателя:

, (7.5)

где tз.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты, [3], с;

tс.в. – собственное время срабатывания выключателя (каталог), с.

с.

Апериодическая составляющая тока:

(7.6)

где Iоткл.н – номинальный ток отключения, кА (каталог);

β – процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания.

кА.

В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели.

Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 19 . Перечень необходимых приборов, установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции, приведен рисунке 7 .

Таблица 19 – Выбор трансформаторов тока

Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные

 

ТОЛ-10-1000-0,5/10Р

 

U, кВ 10 Uуст < Uном 10

Iраб утяж, А 404,14 Iмах < Iном 800

Iуд, кА 12,5 Iуд < iдин 100

Bk, кА^2 ∙ с 18,64 Bк < Bm 2976

 

Рисунок 7 Схема вторичных цепей трансформаторов тока 10 кВ.

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (таблица 20).

Таблица 20– Нагрузка трансформаторов тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Ваттметр Д-365 1 0,5 − 0,5

Счетчик активной и реактивной энергии СЭТ 4ТМ 2 5 − 5

Итого: 10,5 − 10,5

Общее сопротивление приборов:

, (7.7)

где Sп – потребляемая мощность самой загруженной фазы, ВА;

I2 = 5 А – вторичный ток трансформатора тока

.

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

, (7.9)

где Ом – номинальная нагрузка трансформаторов тока;

Ом – переходное сопротивление контактов.

Ом.

Сечение соединительных проводов:

, (7.10)

где ρ = 0,0283 (для алюминиевых жил) Ом /мм2•–удельное сопротивление материала провода;

lр = 6,93 м – расчетная длина контрольного кабеля (определяется в зависимости от схемы включения трансформаторов тока)

мм2.

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Схема включения приборов, выбранных на секционных выключателях распределительного устройства 10 кВ главной понизительной подстанции, представлена на рисунке 8

 

Рисунок 8 Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ

Нагрузка на трансформатор тока представлена в таблице 21.

Таблица 21 – Нагрузка трансформатора тока

Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА

фаза А фаза В фаза С

Амперметр Э-335 1 0,5 — −

Аналогично считаем,

Ом.

Ом.

мм2.

Устанавливаем контрольный кабель типа АКРВГ с жилами сечением 4мм2.

Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ 06-10, с паспортными данными: Uном=10 кВ, S2НОМ = 3*75 = 225 ВА, работающим в классе точности 0,5. К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице.

 

Таблица 22 – Нагрузка трансформаторов напряжения

Приборы Тип S одной обмотки ВА Число обмоток соsφ sinφ Число приборов Общая потреб мощность

Р, Вт Q,ВА

Вольтметр СШ Э-35 2 1 1 0 2 4 −

Счетчик активной и реактивной энергии Ввод 10 кВ трансформатора СЭТ- 4ТМ 3 2 0,38 0,925 2 4,56 11,1

Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 1 3 −

Счетчик активной и реактивной энергии Линии 10 кВ СЭТ-4ТМ 3 2 0,38 0,925 16 36,48 88,8

ИТОГО 89,08 177,6

Определим вторичную нагрузку трансформаторов напряжения:

ВА, (7.11)

S2 < S2НОМ, то есть трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2 по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.

7.3 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы ГПП и распределительное устройство напряжением 10 кВ

В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство, используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-1600-51 [5] каталожные данные: =10 кВ, А, кА.

7.4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока.

Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 23.

Таблица 23 – Выключатели 10 кВ

Кабельные линии Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iпо, кА Iу, кА Тип выключателя Тип ТТ

ГПП – Д1 10 183,4 5,55 12,5 ВВ-10-20 400 ТОЛ-10-200-0,5/10Р

ГПП – Д2 10 183,4 5,55 12,50 ВВ-10-20 400 ТОЛ-10-200-0,5/10Р

ГПП – ТП2-ТП1-ТП3 10 152 254,6 5,55 12,50 ВВ-10-20 400 ТОЛ-10-300-0,5/10Р

ГПП – ТП3 10 102,6 254,6 5,55 12,50 ВВ-10-20 400 ТОЛ-10-300-0,5/10Р

ГПП – ТП4-ТП5 10 73,6 5,55 12,50 ВВ-10-20 400 ТОЛ-10-100-0,5/10Р

Кабели напряжением 10 кВ внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий.

, (7.12)

где ;

— коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.

мм2

Примем мм2. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения( ), то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения. Все кабели, для которых производится увеличение сечения, вносим в таблицу 24.

 

Таблица 24 – Проверка кабелей на термическую стойкость

Начало и конец кабельной линии Прежняя площадь сечения кабеля, мм2 Площадь термически устойчивого сечения кабеля, мм2 Тип и площадь сечения нового кабеля Rл, Ом

ГПП-Д1 95 185 ААШв 3×185 0,167

ГПП-Д2 95 185 ААШв 3×185 0,167

ГПП-ТП2 150 185 ААШв 3×185 0,167

ТП2-ТП1 150 185 ААШв 3×185 0,167

ТП1-ТП3 70 185 ААШв 3×185 0,167

ГПП-ТП3 35 185 ААШв 3×185 0,167

ГПП-ТП4 16 185 ААШв 3×185 0,167

ТП4-ТП5 16 185 ААШв 3×185 0,167

7.5 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-1000, 160 кВА комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПКТ. Номинальный ток цехового трансформатора:

А, (7.13)

где Кз.н. – коэффициент загрузки цехвого трансформатора в нормальном режиме.

Максимальный (послеаварийный) ток цехового трансформатора:

А, (7.14)

где Кз.п.а – коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

Таблица 25 – Выключатели нагрузки и предохранители

№ ТП Uн, кВ Iр, А Iу, А Iк, кА Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя

ТП1 10 74,7 22 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-300-31,5У3

ТП2 10 40,41 22 ВНПу-10/400-10зУ4 ПН2-10-300-31,5У4

ТП3 10 36,14 22 ВНПу-10/400-10зУ5 ПН2-10-300-31,5У5

ТП4 10 36,14 22 ВНПу-10/400-10зУ6 ПН2-10-300-31,5У6

ТП5 10 2,5 22 ВНПу-10/400-10зУ6 ПН2-10-300-31,5У6

По величине тока короткого замыкания в точке К-4 производится выбор только вводных выключателей, установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах.

8 Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. РУ 10 кВ ГПП имеет четыре секции сборных шин. Расчет ведется для двух секций сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП, и синхронные двигатели. В таблице 26 приведены исходные данные для схемы электроснабжения. Здесь обозначено: Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и ΔQтi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ; Rлi – активное сопротивление i-ой кабельной линии. Схема замещения представлена на рисунке 9.

Таблица 26

Трансформаторная подстанция Sтн, кВА Q1i, квар ΔQтi, квар Rтi, Ом Rлi, Ом

ТП1/1 1000 762 108,6 0,96 0,01

ТП1/2 1000 762 108,6 0,96

ТП2/1 160 24 28,4 4,92 0,032

ТП2/2 160 24 28,4 4,92

ТП3/1 1000 558 108,6 0,96 0,06

ТП3/2 1000 558 108,6 0,96

ТП4/1 1000 413 108,6 0,96 0,04

ТП4/2 1000 413 108,6 0,96

ТП5 160 26,3 28,4 4,92 0,01

ИТОГО 3540,3 627,6

Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 33, где Д1,  параметры, характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.

Таблица 27

Обозначение в схеме Тип двигателя Uном,

кВ Рсд.нi,

кВт Qсд.нi,

квар Ni,

шт ni,

об/мин Д1i,

кВт Д2i,

кВт

СД 4000 СТД 10 4000 2000 1 3000 8,34 12,6

Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется:

,

(8.1)

где — коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности, зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной . Примем, что все СД имеют , тогда

Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной (значения всех входящих коэффициентов известны из технико-экономического сравнения):

,

(8.2)

руб/кВт.

Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

а) для низковольтных батарей конденсаторов 0,4 кВ:

,

(8.3)

руб/Мвар

б) для высоковольтных батарей конденсаторов 10 кВ:

,

(8.4)

руб/Мвар

в) для синхронных двигателей:

,

(8.5)

,

(8.6)

где — коэффициент отчислений;

— капитальные затраты батарей конденсаторов;

— удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.

Определим эквивалентные активные сопротивления СД:

,

(8.7)

Реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями:

,

(8.8)

где: .

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 28.

Таблица 28

Обозначение СД на схеме Qсд.мi, Мвар З1г.сдi, руб/Мвар З2г.сдi, руб/Мвар2 Rэ.сдi, Ом Qсдi, Мвар

Д1 2,10 18819,08 14215,85 0,33 1,03

Д2 2,10 18819,08 14215,85 0,33 1,03

ИТОГО 4,2 — — — 2,06

Для определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными конденсаторными батареями, находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.

1. Для ТП3, питающейся по радиальной линии:

,

(8.9)

2. Для ТП2-ТП1, ТП4-ТП5, питающихся по магистральным линиям, определяется следующим образом: покажем на примере ТП 1 и ТП2

Rл2 Rл1

1 2

Rт2 Rт1

Рисунок 9 Схема замещения линий ТП1 и ТП2.

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Эквивалентная проводимость точки 1:

Ом-1,

Ом,

Ом.

Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу 35.

Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей, подключенных к шинам трансформаторных подстанций, определим в предположении, что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи ( Примем коэффициент Лагранжа ).

Qсi = Q1i + ΔQтi + Q1i + ΔQтi + ,

(8.10)

Z = Мвар∙Ом

Результаты расчета мощностей источников Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 29, при этом принимаем только положительные значения.

Таблица 29

Место установки БК Rэi, Ом Qсi, Мвар Qкi,

квар Qкi+ Qсi, квар Тип принятой стандартной БК Qстi,

квар

Расчет

ное Приня

тое

ТП1 0,492 0,642 0,642 0 642 УКМ58-0,4-600-33,3У3

УКМ58-0,4-50-33,3У3 650

ТП2 2,56 -0,1 0 351 351 УКМ58-0,4-200-33,3У3

УКМ58-0,4-150-33,3У3 350

ТП3 0,576 0,39 0,39 0 390 УКМ58-0,4-402-33,3У3 402

ТП4 0,387 -0,35 0 0 0 — —

ТП5 2,21 -0,16 0 0 0 — —

ИТОГО — — — 351 1383 — 1402

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП. Так как обмотка трансформатора ГПП расщепленная, то определяем мощности выковольтных БК, подключенных к I и III секциям с.ш. ГПП. Для начала определим всю расчетную реактивную мощность, потребляемую предприятием:

Составим баланс реактивных мощностей на сш 10 кВ

 

квар

 

9 Спец вопрос. Способы пуска асинхронных двигателей

9.1 Прямой пуск

При рассмотрении возможных способов пуска в ход асинхронных двигателей необходимо учитывать следующие основные положения:

1) двигатель должен развивать при пуске достаточно большой пусковой момент, который должен быть больше статического момента сопротивления на валу, чтобы ротор двигателя мог прийти во вращение и достичь номинальной скорости вращения;

2) величина пускового тока должна быть ограничена таким значением, чтобы не происходило повреждения двигателя и нарушения нормального режима работы сети;

3) схема пуска должна быть по возможности простой, а количество и стоимость пусковых устройств — малыми.

При пуске асинхронного двигателя на холостом ходу в активном сопротивлении его вторичной цепи выделяется тепловая энергия, равная кинетической энергии приводимых во вращение маховых масс, а при пуске под нагрузкой количество выделяемой энергии соответственно увеличивается. Выделение энергии в первичной цепи обычно несколько больше, чем во вторичной. При частых пусках, а также при весьма тяжелых условиях пуска, когда маховые массы приводимых в движение механизмов велики, возникает опасность перегрева обмоток двигателя. Число пусков асинхронного двигателя в час, допустимое по условиям его нагрева, тем больше, чем меньше номинальная мощность двигателя и чем меньше соединенные с его валом маховые массы.

Наиболее простым способом пуска двигателя с короткозамкнутым ротором является включение обмотки его статора непосредственно в сеть, на номинальное напряжение обмотки статора (рисунок.10, а). Такой пуск называется прямым.

 

Рисунок. 10. Схемы способов пуска двигателей с короткозамкнутым ротором: а — прямой; б — реакторный.

При этом пусковой ток двигателя I = (4 — 7)Iн.

Современные асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором проектируются с таким расчетом, чтобы они по величине возникающих при пуске электродинамических усилий, действующих на обмотки, и по условиям нагрева обмоток допускали прямой пуск. Поэтому прямой пуск всегда возможен, когда сеть достаточно мощна и пусковые токи двигателей не вызывают недопустимо больших падений напряжения в сети (не более 10—15%). Современные энергетические системы, сети и сетевые трансформаторные подстанции обычно имеют такие мощности, что в подавляющем большинстве случаев возможен прямой пуск асинхронных двигателей.

Если по условиям падения напряжения в сети прямой пуск двигателя невозможен, применяются различные способы пуска двигателя при пониженном напряжении (рис. 11, б). Однако при этом пропорционально квадрату напряжения на зажимах обмотки статора или квадрату пускового тока двигателя понижается также пусковой момент, что является недостатком пуска при пониженном напряжении.

Поэтому эти способы пуска применимы, когда возможен пуск двигателя на холостом ходу или под неполной нагрузкой. Необходимость пуска при пониженном напряжении встречается чаще всего у мощных высоковольтных двигателей.

9.2 Реакторный пуск

Реакторный пуск осуществляется согласно схеме рис. 11, б. Сначала включается выключатель В1, и двигатель получает питание через трехфазный реактор (реактивную или индуктивную катушку) Р, сопротивление которого хр ограничивает величину пускового тока. По достижении нормальной скорости вращения включается выключатель В2, который шунтирует реактор, в результате чего на двигатель подается нормальное напряжение сети.

Пусковые реакторы строятся обычно с ферромагнитным сердечником и рассчитываются по нагреву только на кратковременную работу, что позволяет снизить их вес и стоимость. Для весьма мощных двигателей применяются также реакторы без ферромагнитного сердечника, с обмотками, укрепленными на бетонном каркасе. Выключатель В1 выбирается на такую отключающую мощность, которая позволяет отключить двигатель при глухом коротком замыкании за выключателем, а выключатель В2 может иметь низкую отключающую мощность.

Если составляющие сопротивления короткого замыкания двигателя равны гк и хк, то начальный пусковой ток при прямом пуске

, (9.1)

а при реакторном пуске, при пренебрежении активным сопротивлением реактора,

.(9.2)

Следовательно, при реакторном пуске начальный пусковой ток уменьшается в

(9.3)

раз. Во столько же раз уменьшается также напряжение на зажимах двигателя в начальный момент пуска. Начальный пусковой момент при реакторном пуске Мп.р уменьшается — по сравнению с моментом при прямом пуске Мпп

(9.4)

В приведенных соотношениях не учитывается изменение величины хк при изменении величины пускового тока. При необходимости нетрудно учесть это изменение.

Определение остаточного напряжения при пуске.

Составим схему замещения.

 

Рисунок 11 – схема реакторного пуска

Сверхпереходный ток возникающий в момент подачи (восстановления) напряжения питания и определяющий, электродинамическое воздействие на двигатель, затухает в течение 1…3 периодов промышленной частоты до значения, близкого к пусковому, и на дальнейший процесс никакого влияния не оказывают.

Разгон двигателей, участвующих в пуске (самозапуске) происходит под воздействием полного электромагнитного момента, главная часть которого — асинхронный момент- зависит от квадрата напряжения.

Условием разворота ЭД любой момент времени пуска t проверяют следующим соотношением:

, (9.5)

где Мn(t)- пусковой момент,

Uдt- напряжение на зажимах ЭД,

М – статический момент на валу ЭД.

В связи с этим анализ процесса разгона не возможен без определения напряжения на его зажимах.

В обще случае расчет напряжения на зажимах ЭД подключенных к той или иной тачки сети составляемой для расчета режимов КЗ или электрических расчетов сети. Как правило, активным сопротивление можно пренебречь и элементы СЭС (трансформаторы реакторы линии и т.д.) представляют своими индуктивными сопротивлениями приведенные к базисным значениям

 

Sб- базисная мощность, МВА;

Uб- базисная напряжение, кВ.

Для трансформатора:

, (9.6)

где Sт ном- номенальная мощность трансформатора, МВА.

Таблица 30 – сопротивление трансформатора

трансформатор Xт

Т0 10,5

Т1 60

Т2 60

Т3 60

Т4 60

Т5 37,5

Т6 112,5

Т7 48

Т8 87,30

Реактор выбираем по току: РБ 10-400-0,35 УЗ

Iном=400 А, хн=0,35 Ом.

Для реактора:

, (9.7)

где хр%- индуктивное сопротивление реактора при его номинальном токе;

Iр ном- ток реактора , А;

 

Для двигателей участвующих в пуске:

, (9.8)

 

 

Sп- расчетная пусковая мощность ЭД, МВА, при заданном скольжении.

, (9.9)

где Рном, сosφ, ηном- номинальные параметры двигателя,

Кп- кратность пускового тока при скольжении S в момент подачи питания.

МВА,

МВА.

Кроме ЭД участвующих в пуске к шинам может быть подключена и другая нагрузка трансформаторные подстанции, освещение и т.д. эту нагрузку учтем условным понятеим пусковые нагрузки.

Тогда эквивалентное сопротивление узла определяют:

, (9.10)

При определение суммарной реакторной нагрузки необходимо учитывать знак мощности АД, электротехнологические установки, освещение и т.д. суммируют со знаком “+”

Остаточное напряжение на шинах к которым подключен ЭД, определяют:

, (9.11)

где Uc- напряжение питающей цепи, кВ.

При реакторном запуске первого более мощного двигателя

(9.12)

 

 

кВ

9.3 Прямой пуск.

 

Рисунок 12 – Схема прямого пуска

При прямом пуске двигателя

 

 

 

кВ

Ущерб от недоотпуска электроэнергии.

, (9.13)

У∆Р, У∆Q- ущерб от изменения потребления электроэнергии,

Уτ — ущерб связанный с изменением срока службы, т.к. высоковольтный двигатель можно включать без ущерба для его рабочего состояния не белее 3 раз.

Урс- ущерб от потерь мощности в СЭС.

9.4 Пуск при помощи терристорным регулирования.

Плавный пуск асинхронных электроприводов (АЭП) относится к одному из наиболее важных и ответственных режимов работы. В первую очередь это относится к нерегулируемым по скорости АЭП, когда в качестве приводного электродвигателя применяется асинхронный короткозамкнутый двигатель (АД). Прямой пуск АД от сети, особенно для АЭП с большим моментом инерции, обладает рядом известных недостатков, главными из которых являются значительные по величине и продолжительные по времени пусковые токи и удары момента на валу двигателя. Эти удары могут в несколько раз превышать номинальные значения .Для исключения указанных недостатков применяются различные способы и устройства плавного пуска асинхронных электроприводов, которые обеспечивают уменьшение напряжения и тока на статоре АД при пуске и формирование специальной траектории напряжения (тока). К наиболее распространенным устройствам плавного пуска (УПП) асинхронных электроприводов относятся тиристорные преобразователи напряжения (ТПН).

Система управления

Для управления ТПН-В разработана унифицированная цифровая система управления, реализованная на базе высокопроизводительного однокристального RISC-микроконтроллера. Она является продуктом развития цифровых систем управления, примененных для ТПН напряжением до 1000 В различного назначения. Новая система обладает мощными вычислительными возможностями и развитой периферией с оптическим и электрическим интерфейсами. Она обладает высокой «гибкостью», так как алгоритм функционирования в значительной степени определяется программным обеспечением и применяется для всех типов высоковольтных УПП типа ПАД-В. Система реализует прямое цифровое управление ТПН-В и технологическими параметрами. Структура системы включает в себя три электронные платы. Две из них основные и необходимые.

Первая — это плата системного контроллера (СК). В структуру этой платы включен собственно однокристальный микроконтроллер типа AVR, узлы изолированного дискретного ввода–вывода, питания, электрического и оптического RS-485, часы реального времени для протоколирования ошибочных ситуаций и датчик системной температуры. Системный контроллер организует общий алгоритм функционирования и информационный обмен между остальными модулями системы по различным протоколам: SPI, I2C, MODBUS и скоростной параллельный.

В качестве сервисных функций программа СК дополнена блоками по вычислению мощности, потребленной энергии, счетчика времени наработки оборудования, программируемым задатчиком, ПИ-, ПИД-регулятором, различными функциональными преобразователями и другими. Эти блоки вводятся в общий алгоритм в зависимости от требований к плавному пуску АЭП. Большинство функций защиты и диагностики также реализованы на программном уровне. К защитам относятся: обрыв фазы, мгновенная от сверхтоков, электронная времятоковая от токов перегрузки, от перегрева тиристоров и от несостоявшегося пуска. Результатом действия защиты является снятие импульсов с тиристоров, отключение преобразователя и индикация номера аварийного режима. К диагностике относится: несимметрия линейных напряжений и тока, пробой одного из тиристоров в фазной группе. При таких режимах преобразователь не отключается, но оператор по показаниям на дисплее может определить вид аварийного режима и величину.

Вторая плата— это оптический интерфейс ОИ. Она предназначена для преобразования поступающего с ВОЛС последовательного кода в параллельный, усиления и передачи по оптоволокну импульсов управления тиристорами. Плата ОИ по существу является информационным мостом, соединяющим ИКЧ с системным контроллером.

Третья плата — это пульт управления ПУ. Она содержит светодиодный дисплей, точечные индикаторы и клавиатуру. На дисплей выводятся показания измеряемых координат ТПН-В, технологические установки, параметры настроек системы ЭП, коды ошибок и др. На точечные индикаторы выводятся состояние установки, преобразователя, вид отображаемого параметра, а также аварийные режимы. Все необходимые настройки системы выполняются с клавиатуры.

9.5 Частотный пуск

 

Плавная регулировка скорости вращения позволяет в большинстве случаев отказаться от использования редукторов, вариаторов, дросселей и другой регулирующей аппаратуры. Это значительно упрощает механическую систему, повышает ее надежность и снижает эксплуатационные расходы.

Работа механизмов большую часть времени на пониженных частотах вращения с уменьшением цикли.ческих динамических и вибрационных нагрузок на подшипники, уплотнения, крепления, фундаменты механизмов и электродвигателей и соответствующим увеличением их ресурса и межремонтного пробега.

При подключении через частотный преобразователь пуск двигателя происходит плавно, без пусковых токов и ударов, что снижает нагрузку на двигатель и механизмы, увеличивает срок их службы.

Для решения некоторых задач необходимо точное позиционирование механизма. В таких случаях оправдано применение частотных преобразователей с векторным управлением с обратной связью. Эта группа преобразователей имеет возможность работы с полным моментом в области нулевых скоростей. Привода с асинхронными двигателями, питающимися от таких частотных преобразователей, могут заменить регулируемые привода постоянного тока.

Несмотря на немалую стоимость современных ПЧ, средняя окупаемость вложенных средств за счёт экономии ресурсов составляет 0.5-1.5 года. Это вполне реальные сроки!

Также, не стоит забывать о комплексной автоматизации технологического процесса. Ведь современные ПЧ обладают широким набором функций и позволяют значительно упрощать рабочую схему системы.

Выбор преобразователя частоты

При выборе модели преобразователя частоты следует исходить из конкретной задачи, которую должен решать электропривод:

• типа и мощности подключаемого электродвигателя,

• точности и диапазона регулирования скорости,

• точности поддержания момента вращения на валу двигателя.

Так же, можно учитывать конструктивные особенности преобразователя, такие как:

• размеры,

• форма,

• возможность выноса пульта управления и др.

 

В самом простом случае мощность и тип преобразователя можно определить, зная параметры приводного электродвигателя.

Основные выходные характеристики преобразователя, как известно, определяют:

— мощность электрического двигателя,

— потребляемый электрический ток,

— коэффициент мощности двигателя,

— коэффициент полезного действия.

1. Определить номинальный выходной ток преобразователя, который необходимо выбирать равным номинальному току электродвигателя.

 

2. Определить полную выходную мощность преобразователя, ориентируясь на номинальную мощность электродвигателя.

(9.14)

 

Таким образом, при простом выборе частотного преобразователя известной Вам серии достаточно определить потребный выходной ток и проверить соответствие мощности выбранного преобразователя мощности электродвигателя.

 

Индивидуальные особенности ЧП будут зависеть от конкретного промышленного механизма.

Выберем частотный преобразователь ЕМХ3-1600С-V4-C1-Н1600А.

9.6 Выбор способа подключения

Рассмотрев 4 варианта, можно сделать вывод что самый экономичный, безопасный и быстро окупаемый это частотный пуск.

Результаты сведены в таблицу 31

 

Таблица 31 — Характеристики способов пуска

 

Прямой пуск Реакторный пуск УПП Частотный пуск

Пуковой ток, Iп,А 637,9 50 106 106

Остаточное напряжение, Uд,кВ 8,7 9,7 — —

Ущерб, тыс.руб 400 150 — —

Перечень оборудования — выключа- тель — выключа тель(2), -реактор — выключа тель(2), -УПП — выключатель(2), -шина переменной частоты

Стоимость, тыс.р. 60 220 659 520

Затраты 407,2 176,4 79,08 62,4

 

10 Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП

На ГПП установлены два трансформатора ТРДН-25000/110/10. Выбираем следующие виды защит:

— продольная дифференциальная защита от многофазных замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах;

— максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от сверхтоков, вызванных внешними многофазными замыканиями;

— максимальная токовая защита в одной фазе от перегруза;

— газовая защита от внутрибаковых повреждений.

10.1 Диференциальная защита трансформатора ГПП 25000/110/10

Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени применяется для защиты от повреждений на выводах и внутри трансформатора.

Номинальный и максимальный ток на стороне ВН:

А (10.1);

где = 25000 кВА – номинальная мощность трансформатора;

Uном1=115 кВ – номинальное напряжение;

Iн1= А.

А. (10.2)

 

А.

 

Номинальный и максимальный ток на стороне НН:

(10.3);

Iн2= А.

А (10.4);

А;

где = 10,5 кВ.

Трансформаторы тока со стороны ВН – ТФЗМ-110Б-0,5/10Р/10Р с Iном1=200 А , Iном2=5А.

Схема соединения ТТ – в полный треугольник, следовательно коэффициент схемы .

Коэффициент трансформации ТТ:

(10.5);

 

 

Вторичный ток трансформатора тока:

А (10.6);

 

Трансформаторы тока со стороны НН – ТЛК-10/1500 с Iном1=1500 А, Iном2=5 А.

Схема соединения ТТ – в звезду, следовательно .

Коэффициент трансформации:

(10.7);

 

Вторичный ток трансформатора тока:

А (10.8);

А.

Основной стороной защиты является сторона с большим током, т.е. сторона ВН.

Расчетный ток небаланса при прохождении через трансформатор тока КЗ:

А (10.9);

где Ка = 1 – коэффициент апериодичности, учитывающий дополнительную погрешность ТТ в переходных режимах;

Кодн = 1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

Е = 0,1 – допустимая полная погрешность ТТ;

U = 16% — пределы регулирования силового трансформатора;

Iк = 995,9 А – периодическая составляющая тока внешнего трехфазного КЗ.

.

 

Предварительное значение тока срабатывания защиты:

по условию отстройки от тока небаланса:

(10.10);

где Котс = 1,2 — коэффициент отстройки

 

по условию отстройки от броска тока намагничивания:

(10.11)

 

К расчету принимается наибольший ток — из условия отстройки от тока не¬ баланса.

Предварительное значение коэффициента чувствительности:

(10.12)

 

Т.к. Кч > 2, то продолжаем расчет с реле РСТ 15.

Ток срабатывания реле на основной стороне:

(10.13)

 

Ток срабатывания реле на не основной стороне:

(10.14);

 

Выбор числа витков и отпаек промежуточного трансформатора:

— число витков основной обмотки принимаем , тогда МДС:

(10.15);

 

принимаем МДС из стандартного ряда значений Fср = 160, тогда

— число витков неосновной обмотки принимаем:

(10.16)

 

принимаем

Составляющая тока небаланса, обусловленная неравенством расчетного и действительного числа витков:

(10.17);

 

Ток срабатывания защиты с учетом всех составляющих тока небаланса:

(10.18);

 

Коэффициент чувствительности:

(10.19);

 

Ток срабатывания реле на основной стороне:

(10.20);

 

Ток срабатывания реле на неосновной стороне:

(10.21);

 

Таким образом, в данной защите устанавливаем реле РСТ — 15.

10.2 Максимальная токовая защита

МТЗ является резервной защитой от междуфазных КЗ [18]. Защита выполняется с независимой выдержкой времени по схеме соединения треугольник для трансформатора тока ТФЗМ-110Б-У1-0,5/10Р на реле РСТ — 13.

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузке трансформатора:

(10.22);

где Котс=1,1 — коэффициент отстройки;

Кв=0,9 — коэффициент возврата;

Кзап=1,2 — коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета.

 

Коэффициенты чувствительности:

— в основной зоне:

(10.23);

 

Кч = 3,35 >1,5,следовательно, защита удовлетворяет требованию чувствительности;

— в зоне резервирования (в конце кабеля 10 кВ):

(10.24);

 

Кч = 3,3 > 1,2, следовательно, защита удовлетворяет требованию чувствительности.

Ток срабатывания реле:

(10.25);

где Ксх — коэффициент схемы (схема — треугольник).

 

Устанавливаем реле РСТ 13 — 24 с уставками (5 – 20) А.

Сумма уставок:

(10.26)

;

 

Принимаем: .

Тогда ток уставки:

(10.27);

 

Время срабатывания защиты отстраивается от времени срабатывания аналогичной защиты на шинах НН подстанции, ступень селективности

(10.28);

 

Время срабатывания tср принимаем 4,4, поскольку в схеме используется 4 выключателя со ступенью селективности 0,4

Устанавливаем реле времени ВЛ — 56 с уставками 0,1…10 с.

10.3 Максимальная токовая защита от перегруза на стороне НН

Защита выполняется с помощью одного реле, включенного на ток фазы А со стороны питания и действует на сигнал. Используем реле РСТ – 13 (Кв = 0,9).

Ток срабатывания защиты рассчитывается исходя из номинального тока трансформатора с выдержкой времени, отстроенной от кратковременной перегрузки.

Ток срабатывания защиты:

(10.30);

где Котс = 1,05 — коэффициент отстройки;

Кв=0,9 — коэффициент возврата.

 

Ток срабатывания реле:

(10.31);

 

Устанавливаем реле РСТ 13 — 24 с уставками 5.. .20 А.

Сумма уставок:

(10.32);

 

Принимаем:

Тогда ток уставки:

(10.33);

 

Выдержка времени защиты отстраивается от кратковременных перегрузок. Примем tсз = 10 с. Устанавливаем реле ВЛ — 56 с уставками 0,1…10 с.

10.4 Газовая защита

Газовая защита реагирует на витковые замыкания и другие повреждения, сопровождающиеся разложением масла. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с раздельным выходом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент (поплавок — герконовый контакт), действующий на сигнал, при бурном газообразовании масла в баке происходит движение масла в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент (поплавок — герконовый контакт), действующий на отключение без выдержки времени. Этот же элемент срабатывает и при дальнейшем снижении уровня масла.

Уставка скоростного элемента на реле РГТ — 80 принимается равной

0,6 м/с.

Для обеспечения правильной работы газовой защиты крышка бака должна иметь подъем в сторону расширителя 1-1,5%, а трубопровод с газовым реле 2 — 2,5%. Выходное промежуточное реле РП — 41 должно иметь цепь самоудержания током отключения.

 

11 Вопросы безопасности жизнедеятельности при работе на персональном компьютере

11.1 Анализ опасных и вредных факторов, действующих на человека, при работе с дисплейной техникой

Созданная в 90-х годах специальная комиссия Всемирной организации здравоохранения, обобщив накопленный материал, пришла к выводу, что негативные последствия для здоровья человека при частой и продолжительной работе за видеодисплейной техникой — это объективная реальность. Медики считают, что появился новый тип заболевания, действие которого проявляется в виде: головной боли, воспаления глаз, аллергии, астматических проявлений, подавленности, раздражительности, вялости, депрессии.

Рассмотрим основные вредные и опасные факторы, определяющие условия труда при работе с дисплейной техникой.

11.1.1 Излучение и поля

Видимое излучение, блики и мерцание экрана способствуют близорукости и переутомлению глаз, мигрени и головной боли, повышают раздражительность, нервное напряжение и могут вызывать стрессы.

Причины расстройств органов зрения — утомление зрительных анализаторов при напряженной работе, которая вызывается: постоянной переадаптацией глаз в условиях наличия в поле зрения объекта различения и фона различной яркости; наличием разноудаленных объектов и недостаточной четкостью и контрастностью изображения на экране; строчностью структуры, воспринимаемой информации; постоянными яркостными мельканиями; невысоким качеством информации исходного документа; наличием ярких пятен за счет отражения светового потока на клавиатуре и экране; большой разницей между яркостью рабочей поверхности и окружающими поверхностями; неравномерной и (или) недостаточной освещённостью на рабочем месте и т.д.

Низкочастотное поле, может являться причиной следующих недомоганий: обостряются некоторые заболевания кожи (угревая сыпь, себорроидная экзема, розовый лишай и т.д.); может измениться биохимическая реакция в крови на клеточном уровне; отмечены случаи нарушения протекания беременности и увеличение вероятности выкидышей у беременных в среднем в два раза; повышается вероятность нарушения репродуктивной функции и возникновения рака (особенно рака мозга и лейкемия).

Эксперты полагают, что низковольтный разряд способен изменять и прерывать клеточное развитие; при катаракте вызванной воздействием поля, помутнение развивается на мембране хрусталика; отмечена повышенная частота заболевания глаукомой. Под воздействием повышенной концентрации пыли вблизи видео дисплейной техники (частицы пыли приобретают положительный заряд) повышается вероятность возникновения дерматитов лица (прыщи, экземы, зуд кожи).

Ряд учёных считают, что магнитные поля промышленной частоты даже с напряжённостью 2-3 мГс могут являться причиной возникновения злокачественных опухолей, особенно у детей. Наиболее сильно вредное действие таких патогенных полей проявляется на расстоянии до 30 см от экрана. Пользователям ПК следует также знать, что вредное излучение нс меньшей интенсивности, чем от экрана, генерируется с задней стороны дисплея (источник — строчный трансформатор). Такое излучение может оказывать вредное действие в пределах 0,7…1м, в зависимости от типа дисплея. Измерения показали, что источником излучений являются жгуты проводов, оплетающие рабочие места. Излучает электропроводка, из-за отсутствия общего заземления, электроприборы, люминесцентные лампы.

11.1.2 Микроклимат помещения (пыль, вредные газы и микроорганизмы)

Воздух в помещениях, где много людей и вычислительной техники, насыщен положительно заряженными ионами кислорода. Однако ещё в 30-е годы русский биофизик, профессор АЛ. Чижевский впервые в мире на большом экспериментальном и клиническом материале доказал необходимость для жизнедеятельности организма отрицательно заряженного кислорода воздуха.

Невыполнение этого требования приводит к ухудшению здоровья, угнетению нервной системы, наступает гипоксия (недостаток кислорода) в крови, направляемой в наиболее загруженные органы (прежде всего в мышцы глаз и мозг). Повышается вероятность сердечно-сосудистых заболеваний, так как увеличивается нагрузка на сердце. В связи с этим необходимо насыщать воздух в помещении отрицательно заряженными аэроионами кислорода, чтобы превращать «мёртвый» воздух в «живой» (как в лесу, на море).

Среди перечня вредных факторов в ГОСТ 12.0.003-74 имеется группа биологических факторов, одним из которых является наличие бактерий, грибков, плесени, иных микроорганизмов и спор в воздухе.

Количество микроорганизмов в воздухе практически не нормируется, однако давно установлено, что их присутствие повышает вероятность заболеваний, особенно таких групп, как бронхиальная астма, хроническая пневмония, бронхит, неврит, воспалительные процессы заболевания носоглотки. Особую опасностъ микроорганизмы представляют для людей, имеющих предрасположенность к кожным заболеваниям, страдающих экземой.

В связи с бурным развитием промышленности и широким использованием электронной техники, особенно в последние годы, в рабочих помещениях, атмосфере промышленных городов и посёлков отмечено резкое увеличение озона промышленного происхождения. Эго вредный газ, имеющий в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 предельно допустимую концентрацию в воздухе рабочей зоны 0,1 мг / куб. см и 1 класс опасности.

Установлена связь заболеваемости бронхитом (и рядом других болезней) с содержанием в воздухе «технического» озона. Установлено также, что чем больше в воздухе такого озона, тем меньше в нём отрицательно заряженных молекул кислорода и резко увеличивается содержание положительно заряженных частиц.

Чем выше положительная ионизация воздуха, тем медленнее осаждаются пылинки технической и бытовой пыли на поверхности пола, стен, оборудования, отталкиваясь друг от друга, тем больше вероятность их попадания в организм или на кожу человека.

Словом, взаимодействие с ЭВМ следует отнести к работам с тяжелыми и вредными условиями труда.

11.2 Нормирование вредных факторов, влияющих на человека при работе на персональном компьютере

Оптимальные и допустимые параметры температуры и относительной влажности воздуха в помещениях с электронно-вычислительными машинами во всех учебных учреждениях приведены в таблице 32.

Таблица 32

Оптимальные параметры Допустимые параметры

температура, град. С относительная влажность, % температура, град. С относительная влажность, %

19 62 18 39

20 58 22 31

21 55

В таблице 33 приведены значения уровней ионизации воздуха помещений при работе на персональной электронно-вычислительной машине.

Таблица 33

Уровни Число ионов в 1 см куб. воздуха

n+ n-

Минимально необходимые 400 600

Оптимальные 1500…3000 30000…50000

Максимально допустимые 50000 50000

В таблице 34 приведены допустимые значения параметров неионизирующих электромагнитных излучений.

Таблица 34

Наименование параметров с 01.01.97 Допустимое значение

Напряженность электромагнитного поля на расстоянии 50 см вокруг ВДТ должна быть не более:

1) в диапазоне частот 5Гц…2кГц;

2) в диапазоне частот 2…400 кГц

 

25 В/м

2,5 В/м

Продолжение таблицы 34

Плотность магнитного потока должна быть не более:

1) в диапазоне частот 5Гц…2кГц;

2) в диапазоне частот 2…400 кГц

 

250 нТл

25 нТл

Поверхностный электростатический потенциал не должен превышать 500 В

7.3 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров опасных и вредных факторов

7.3.1 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров освещения в помещениях для эксплуатации ПЭВМ

1) Помещение с ПЭВМ (вычислительный центр кафедры СЭС) имеет естественное и искусственное освещение.

2) Естественное освещение осуществляется через свето-проемы, ориентированные преимущественно на север и северо-восток. И обеспечивает коэффициент естественной освещенности не ниже 1,5%.

3) Площадь на одно рабочее место с ПЭВМ для взрослых пользователей составляет не менее 6,0 кв. м, а объем — не менее 20,0куб.м.

4) При входе в вычислительный центр предусмотрены полки для хранения сумок студентов.

5) Вычислительный центр не граничит с помещениями, в которых уровни шума и вибрации превышают нормируемые значения (мастерские, гимнастические залы и т.п.).

6) Звукоизоляция ограждающих конструкций вычислительного центра отвечает гигиеническим требованиям и обеспечивает нормируемые параметры шума.

7) Вычислительный центр оборудован системами отопления и эффективной приточно-вытяжной вентиляций.

8) В вычислительном центре для отделки внутреннего интерьера не применяются полимерные материалы (древесностружечные плиты. слоистый бумажный пластик, синтетические ковровые покрытия), выделяющие в воздух вредные химические вещества.

9) Поверхность пола в вычислительном центре ровная, без выбоин, нескользкая, удобная для чистки и влажной уборки.

11.3.2 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров микроклимата, содержания аэроионов и вредных химических веществ в воздухе помещений при эксплуатации ПЭВМ

1) Для повышения влажности воздуха в помещении вычислительного центра применяют увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дис-тиллированной или прокипяченной питьевой водой.

2) Помещение вычислительного центра, до и после каждого занятия проветриваются, что обеспечивает улучшение качественного состава воздуха, в том числе и аэроионный режим.

3) Содержание вредных химических веществ в воздухе помещения электронно-вычислительного центра не превышает среднесуточных концентраций для атмосферного воздуха.

11.3.3 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров шума и вибрации

1) Уровень шума на рабочем месте не превышает 50дБА.

2) Снизить уровень шума в помещении электронно-вычислительного центра можно использованием звукопоглощающих материалов с максимальными коэффициентами звукопоглощения в области частот 63… 8000 Гц.

Дополнительным звукопоглощением служат однотонные занавеси из плотной ткани, гармонирующие с окраской стен и подвешенные в складку на расстоянии 15 … 20 см от ограждения. Ширина занавеси должна быть в 2 раза больше ширины окна.

11.3.4 Мероприятия по обеспечению оптимальных параметров освещения

1) Искусственное освещение в помещении электронно-вычислительного центра осуществляется системой общего равномерного освещения.

2) Яркость светящихся поверхностей (окна, светильники и др.), находящихся в поле зрения, не более 200 кд/кв. м.

3) Яркость бликов на экране ПЭВМ не превышает 40 кд/кв.м .

4) Показатель ослепленности для источников общего искусственного освещения в помещении электронно-вычислительного центра — не более 25.

5) В качестве источников света при искусственном освещении применяются преимущественно люминесцентные лампы типа Б.

6) Общее освещение выполнено в виде прерывистых линий, при периметральном расположении компьютеров линии светильников располагаются локализованно над рабочим столом ближе к его переднему краю.

7) Для освещения электронно-вычислительного центра применяют светильники серии ЛПО36 с зеркализованными решетками.

8) Коэффициент пульсации не превышает 5%, что обеспечивается применением газоразрядных ламп в светильниках общего освещения.

9) Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении электронно-вычислительного центра проводят чистку стекол оконных рам и светильников не реже двух раз в год и проводят своевременную замену перегоревших ламп.

10) Рабочие места в электронно-вычислительном центре по отношению к световым проемам должны располагаться так, чтобы естественный свет падал сбоку, преимущественно слева (Рисунок 13). В нашем случае допустимо, чтобы свет падал справа.

 

Рисунок 13  Схема расположения рабочих мест

относительно светопроемов

11.5 Требования к организации режима труда и отдыха при работе с ПЭВМ

Длительность работ на ПЭВМ определяется характером (ввод дан¬ных, программирование, отладка программ, редактирование и др.) и сложностью выполняемых заданий, а также техническими данными ПЭВМ и их разрешающей способностью.

Для предупреждения развития переутомления обязательны¬ми мероприятиями являются:

— проведение упражнений для глаз через каждые 20-25 минут работы за ПЭВМ;

— проведение во время перерывов сквозного проветривания помещений с ПЭВМ с обязательным выходом из него.

 

12 Производственный менеджмент в энергетике предприятия

В данном разделе рассмотрены вопросы управления энергохозяйством промышленного предприятия. Приведен пример планирования целей предприятия на ближайший период с учетом влияния внешних факторов. При этом подбирается определенный тип организационной культуры и структуры предприятия и его энергохозяйства, соответствующий специфике предприятия. Произведены расчеты численности персонала, обслуживающего энергетическое хозяйство завода, и расчеты по планированию фонда заработной платы указанного персонала. В итоге составлена смета текущих затрат на энергетическое обслуживание предприятия.

12.1 Исходные данные к экономической части дипломного проекта

Таблица 35 — Исходные данные

Рс, кВт Рм, кВт Рмо, кВт W×103 кВт×ч tgЭ tgФ Кз, тыс.руб.

26278,7 25000 925 630 0,31 0,25 18897

где Рс – средняя суммарная нагрузка предприятия за наиболее загруженную первую смену;

Рм – заявленный максимум электрической нагрузки предприятия;

Рмо – максимум нагрузки осветительных установок;

ΔW – потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения за год;

tgφЭ, tgφФ – коэффициенты, характеризующие фактическое и заданное

энергосистемой за часы максимума нагрузки значения потребления реактивной мощности;

Кз – стоимость основных фондов электрохозяйства.

12.2 Система целей энергетического хозяйства предприятия

Построение дерева целей

Дерево целей представляет собой структурную модель, показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения сверхзадача высшего уровня или миссия предприятия делится на простые цели его подразделений и операционные цели его исполнителей. Дерево целей представлено на рисунке 14.

 

 

Рисунок 14 Дерево целей.

 

12.3 Анализ поля сил

 

Любую организацию можно рассматривать как модель, находящуюся в состоянии равновесия между движущими и сдерживающими силами реализации целей. Поле сил для конкретной организации характеризует организационную надежность ее состояния, устойчивость и направленность развития. Для нашего случая схему поля сил покажем на рисунке 15.

Движущие силы: рост тарифов применение нового Квалифицированные

оборудования кадры

Состояние системы:

Сдерживающие

силы:

Рисунок 15 Поле сил

Преобладание движущих сил над сдерживающими говорит о способности развития производства.

 

12.4 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства

Годовое потребление электроэнергии на предприятии включает:

1) Электроэнергия для нужд основного производства:

 

,

(14.1)

где – средняя суммарная нагрузка предприятия за первую смену, кВт;

= 2– количество смен;

= 2008 часов – номинальный фонд рабочего времени.

 

2) Электроэнергия для нужд освещения:

 

(14.2)

где – максимум нагрузки осветительных установок, кВт;

– число часов использования максимума нагрузки осветительных установок (при двуссменной работе = 4100 ч/год);

Wо=925 . 4100=3,79 . 106

3) Потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения за год:

4)

тыс. .

Годовой объем потребления электроэнергии:

 

(14.3)

Wг=105,5 . 106 + 3,79 . 106 + 0,63 . 106 =109,92 . 106

 

Организационная структура центра гидродинамических исследований.

 

Рисунок 16 Организационная структура предприятия.

 

Тип организационной структуры – линейно–функциональная. Число уровней линейного управления nл = 3. Отдел главного руководителя является функциональным руководителем. Данный тип организационной культуры характерен для культуры роли. Для разделения линейного и функционального руководства составляется функциональная матрица (таблица 36):

Таблица 36 — Функциональная матрица.

Работы, функции, операции

Общие

функции-роли Главный энергетик

— межличностные Создание эффективной структуры обслуживания энергохозяйства

— информационные Получение информации из вне и распределение её между сотрудниками

— управленческие Организация и распределение ресурсов и работ

Функции

управления

— планирование Сопоставление графиков работ предприятия

— организация Организация участков по выполнению конкретных работ

— руководство людьми Выдача указаний начальникам цехов

— координация Составление должностных инструкций

— контроль Непосредственный контроль за работой

Функции

управления Отдел главного энергетика

— планирование Планирование работ

— организация Обеспечение бесперебойного снабжения электроэнергией предприятия

— руководство людьми Участие в работе квалификационной комиссии

— координация Составление должностных инструкций

— контроль Контроль за использованием ресурсов

Функции

управления Начальник цеха

— планирование Составление графиков по реализации целей

— организация Организация и распределение полученных ресурсов

— руководство людьми Обеспечение инвентарём подчинённых

— координация Проведение инструктажей

— контроль

Специальные функции Контроль за эксплуатацией электрооборудования

Назначение графиков ремонта и ответственного

— эксплуатация Контроль за эксплуатацией электрооборудования

— ремонт Назначение графиков ремонта и ответственного

Специальные функции Мастер

— эксплуатация Назначение работ по эксплуатации

— ремонт Осуществление контроля за ремонтом оборудования

На основе разделения линейного и функционального руководства составляется должностная инструкция для главного энергетика, начальника цеха, мастера участка.

Должностная инструкция

Название должности: мастер участка;

Подчиненность: начальнику цеха;

Основные обязанности: ответственный за эксплуатацию электрооборудования,

оперативные переключения, учет энергопотребления, ремонт и распределение ресурсов;

Ответственность: за безопасность подчиненных, за правильную эксплуатацию и ремонт электрооборудования;

Требования к исполнению: знание электросетей, электрооборудования, участка, соблюдение техники безопасности;

Физическое здоровье: должен иметь допуск к работе с электроустановками;

Умственные способности: должен быстро анализировать информацию и принимать (самостоятельно) необходимые решения;

Образование: высшее или средне техническое;

Квалификация: инженер – электрик;

Опыт, умение, навыки: опыт работы не менее 3-х лет, умение управлять людьми (навыки руководителя);

Межличностные качества: должен уметь предвидеть ситуацию, брать ответственность на себя, быть корректным по отношению к другим, своим поведением должен подавать пример подчиненным, должен быть заинтересован в развитии предприятия.

12.5 Планирование труда и заработной платы

Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковыми режимами работы и в расчёте на одного человека. Баланс приведен в виде таблицы (табл.37).

Таблица 37 — Баланс рабочего времени.

Состав фонда времени Фонд рабочего времени

в днях в часах

Календарное время 365 2920

Нерабочие дни:

-праздничные 10 80

-выходные 104 832

Номинальный фонд времени (Fн) 251 2008

Плановые невыходы

Основной и дополнительный отпуска, (Fотп) 24 192

Отпуска учащихся (Fуч) 1,25 10,04

Болезни (FБ) 8,785 70,28

Выполнение гос. дел (Fгос.об) 1,25 10,04

Планируемые внутрисменные потери (Fсм) 1,25 10,04

Эффективный фонд рабочего времени (Fэф) 214,45 1715,6

Средняя продолжительность рабочего дня — 7,95

Коэффициент использования рабочего

времени (Кисп) 0,85 —

где номинальный фонд времени:

Fн = календарное время — нерабочие дни

отпуска учащихся равны:

Fуч = 0,2% Fн; (14.5)

невыходы по болезни:

FБ = 3,5% Fн; (14.6)

Fгос.об = 0,2% Fн; (14.7)

 

планируемые внутрисменные потери:

Fсм = 0,5% Fн; (14.8)

 

эффективный фонд рабочего времени:

Fэф = Fн- Fотп- Fуч- FБ- Fгос.об- Fс (14.9)

 

коэффициент использования рабочего времени

Кисп= Fэф/ Fн (14.10)

12.6 Планирование численности рабочих

Для планирования численности рабочих необходимо определить суммарную ремонтосложность электрохозяйства R:

,

(14.11)

где – ремонтосложность i-го элемента схемы в условных единицах (таблица П.1 /1/);

— число однотипных элементов i-го вида в схеме.

Все расчеты представлены в таблице 38:

— количество текущих ремонтов за ремонтный цикл по i-му элементу схемы внешнего и внутреннего электроснабжения (между очередными средними или капитальными ремонтами)

,

(14.12)

здесь , – продолжительность межремонтного периода между средними и текущими ремонтами соответственно по i-му элементу схемы в месяцах;

nci- количество средних ремонтов за ремонтный цикл

,

(14.13)

здесь – длительность ремонтного цикла в месяцах.

Fri- годовое время на текущий и средний ремонт i-го однотипного электрооборудования и сетей по схеме внешнего и внутреннего электроснабжения в часах за год

 

(14.14)

десь 1,2 и 7,0 – нормы времени на текущий и средний ремонт соответственно, в часах на условную единицу ремонтосложности;

= 0,6– коэффициент, зависящий от сменности работы электрооборудования

 

Таблица 38 – Определение ремонтосложности энергохозяйства

Наименование оборудования mi Ri ∑R Fтi Fci Tц 1,2nтi 7nci Fri

ТП 2500

элеваторный стелаж 8 15 120 2 8 120 3,6 105 2172

вентилятор Р-1Р 4 17,5 70 2 8 120 3,6 105 1267

настольно-сверлильный станок 3 15 45 2 8 120 3,6 105 814,5

кран-балка 2 12 24 12 — 180 0 0 0

ТП 2500

шкаф вводной 8 15 120 2 8 120 3,6 105 2172

шкаф секционный 4 17,5 70 2 8 120 3,6 105 1267

шкаф линейный 4 15 60 2 8 120 3,6 105 1086

ТМ — 2500/10 2 12 24 12 — 180 0 0 0

насос 9 12 108 6 12 120 1,2 70 1281,6

установка осушки воздуха А1ОООУ-02 2 6 12 6 12 120 1,2 70 142,4

компрессор 12 44 528 6 12 120 1,2 70 6265,6

приборы измерительные 24 1 24 2 12 — 6 0 0

приборы защиты и автоматики 36 2 72 2 12 — 6 0 0

магнитные пускатели 8 1,5 12 6 12 120 1,2 70 142,4

автоматы воздушные 26 3 78 6 12 120 1,2 70 925,6

рубильники 100 0,5 50 6 12 120 1,2 70 593,3

светильники с ЛН 200 0,5 100 6 12 — 1,2 0 0

светильники с ЛЛ 200 1,5 300 4 12 — 2,4 0 0

панели Р.З., управления 30 3 90 2 18 120 9,6 46,7 844

кабельные линии 200 6 1200 3 12 168 3,6 98 14514,3

ВАКС-30/7 20 3 60 3 9 72 2,4 56 973,3

заземляющие устройства 24 1 24 3 9 144 2,4 112 381,3

ак. батареи 20 14 280 1 12 36 13,2 21 5320

Итого: 946 3471 40162,4

Планирование численности персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (табл.39).

 

Таблица 39 — Нормы обслуживания электрохозяйства.

Наименование показателей, коэффициентов и норм Ед.

измер. Велечина

1. Норма обслуживания электрохозяйства у.е.р. 900

2. Суммарная ремонтосложность электрохозяйства у.е.р. 3471

3. Число смен работы электрооборудования у.е.р. 2

4. Численность эксплуатационного персонала в расчете на смену чел. 3471/900=4

5. Явочный состав эксплуатационного персонала (ЧЯЭ) чел. 4×2=8

6. Списочный состав эксплуатационного персонала (ЧСЭ) чел. 8/0.89=8

Явочный состав ремонтного персонала:

,

(14.15)

где – суммарное время на ремонт всех элементов схемы электроснабжения в часах за год (таблица 41);

= 1,15 – планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта;

– номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год,

чел.,

Принимаем человек.

Списочный состав ремонтного персонала :

,

(14.16)

где – коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени

чел,

Принимаем человекa.

Списочный состав ремонтного персонала увеличивается на количество занятых в выходные и праздничные дни. Примем, что в 1-ю смену работает 60%, во 2-ю 40% от списочного состава.

Общий списочный состав рабочих электрохозяйства:

,

(14.17)

человек.

12.7 Планирование численности персонала управления

Планирование численности линейного и функционального персонала управления энергохозяйством осуществляется на основе его организационной структуры управления.

Принимаем следующие обозначения:

hл – число уровней линейного руководства;

Нм =12, Ну = 4, Ннц = 2 – нормы управляемости у линейных руководителей энергохозяйства для мастеров, начальников участков и начальников цехов.

Численность персонала управления определяем в следующей последовательности:

Численность мастеров ориентировочная :

,

(14.18)

чел.,

Принимаем чел.

Численность начальников участков ориентировочная :

,

(14.19)

чел.,

Принимаем чел.

Численность начальников цехов ориентировочная :

,

(14.20)

чел.

Принимаем человека.

Численность персонала отдела главного энергетика :

, (14.21)

чел.,

принимаем = 2 человека.

Численность промышленно-производственного персонала :

,

(14.22)

чел.

Число уровней линейного руководства :

,

(14.23)

уровней,

принимаем = 2 уровня.

12.8 Планирование фонда заработной платы рабочих

Цель расчёта – определение средней заработной платы и годовых фондов по категориям работающих.

Фонд оплаты по тарифу определяется перемножением средних тарифных ставок (32 руб/час) для эксплуатационного и (35 руб/час) для ремонтного персонала, номинального фонда рабочего времени к явочной численности соответствующего вида персонала. Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию электроэнергии и т.д.) принимаются для эксплуатационного персонала в размере 25% , для ремонтных рабочих не учитываются.

Существующий средний размер оплаты за праздничные дни составляет 1,5% к фонду выплаты ремонтного персонала. Средний размер оплаты за праздничные дни эксплуатационного персонала принимается равным 0,9%. Доплата за работу в ночное время принимается только для эксплуатационного персонала в размере 6,75% от оплаты по тарифу. Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере, поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни, исчисленной в часовом фонде. Доплаты до годового фонда определяются в % к дневному фонду заработной платы. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году. Запланировано 7% не выходов на работу в связи с отпусками. Расчёты приведены в таблице 40.

 

Таблица 40 – Расчёт фонда заработной платы.

Элементы фонда заработной платы Заработная плата, тыс.руб./год

Эксплуатационники Ремонтники

Фонд оплаты по тарифу за год(Фтар) 192,768 433,728

Доплаты до фонда часовой зарплаты:

— премиальные (25%) 48,192 —

— оплата праздничных дней (0,9%/1,5%) 1,73 6,51

— за работу в ночное время (6,75%) 13,01 —

Итого часовой фонд: 255,7 440,238

Доплата до дневного фонда заработной платы за работу в праздничные дни 9,46 14,75

Итого дневной фонд(Фдн): 265,16 454,988

Доплаты до годового фонда зарплаты:

— оплата отпусков 23,9 53,3

— оплата за выполнение гос. дел 1,7 2,7

Всего годовой фонд(Фг): 290,8 510,988

Средняя зарплата (месячная)(Фср год): 13,8 24,3

где ФТАР = 12• Fном • ЧЯЭ ; (14.24)

ФПР = ФТАР • 0,25; (14.25)

ФПРАЗ = ФТАР • 0,009; (14.26)

ФНОЧ = ФТАР • 0,0675 (14.27)

ФОТП = ФДН • ((((Fуч + Fотп)•100)/ 2920)/ Кисп) (14.28)

ФГОС = ФДН • (((Fгос.об•100)/ 2920)/ Кисп) (14.29)

ФСР ГОД = ФГ/ЧСР (14.30)

12.9 Планирование фонда заработной платы персонала управления

Планирование осуществляется с учётом численности управленческого персонала и штатного расписания. Расчёты приведены в таблице 41.

Таблица 41 — Планирование фонда заработной платы персонала управления.

Наименование должности Количество штатных едениц Месячный оклад, руб За год, руб

ОГЭ:

Главный энергетик 1 14030 168360

Дежурный энергетик 1 11500 138000

Годовой фонд зарплаты ОГЭ 306360

Цеха:

Начальник цеха 1 10000 120000

Мастер участка 3 6500 234000

Годовой фонд зарплаты персонала управления цехов 660360

14.10 Планирование производительности труда

В данном пункте определяется ряд показателей производительности труда, применяемых для электрохозяйства.

Производительность труда по электроремонтному производству:

,

(14.31)

где – объем работ в условных единицах ремонтосложности;

– списочный состав ремонтного персонала, чел.,

Производительность труда по электрохозяйству в целом:

штатный коэффициент

,

(14.32)

здесь – численность промышленно-производственного персонала, чел.;

– установленная мощность электроустановок в схеме электроснабжения, кВт,

чел/кВт.

Коэффициент обслуживания:

,

(14.33)

кВт/чел.

12.11. Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание

Калькуляция текущих затрат на электроэнергетическое обслуживание представлена в таблице 42.

Таблица 42 – Калькуляция текущих затрат

Показатели и статьи затрат Ед. измерения Величина

1. Электроэнергия на технологические цели кВтч/год 109920

2. Заявленный максимум нагрузки кВт 25000

3. Основная ставка тарифа руб./кВтгод 27,012

4. Дополнительная ставка тарифа коп./кВтч 1,261

5. Плата за электроэнергию по тарифу тыс. руб./год 119947

6. Фактическое / заданное значение потребления реактивной мощности 0,25/0,28

7. Процент надбавки к плате за повышенное потребление реактивной мощности % 0

8. Плата за электроэнергию с учётом надбавки тыс. руб./год 119947

9. Основная и дополнительная зарплаты эксплуатационного персонала тыс. руб./год 290,8

10. Отчисления на социальное страхование(26% от п.9) тыс. руб./год 75,608

11. Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования:

а) Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта (1% от Кэ) тыс. руб./год 198,97

б) Амортизация оборудования (8% от Кэ) тыс. руб./год 1591,76

в) Основная и дополнительная зарплаты ремонтного персонала с отчислениями на социальные нужды(26%) тыс. руб./год 765,269

12. Цеховые расходы

а) Зарплата персонала управления цехов и служащих тыс. руб./год 660

б) Содержание и текущий ремонт цеховых сооружений(0,25% от полной сметной стоимости электрохозяйства) тыс. руб./год 47

13. Итого цеховых затрат тыс. руб./год 707

14. Общезаводские расходы в части зарплаты ОГЭ тыс. руб./год 306

15. Прочие производственные затраты(1% от суммы всех зарплат) тыс. руб./год 96

16. Полезно используемая электроэнгергия кВтч/год 109290

17. Итого производственных затрат тыс. руб./год 131430,04

18. Себестоимость 1кВч электроэнергии руб./кВтч 1,49

12.12 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое планирование

Состав экономических элементов затрат, входящих в смету, постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (таблица 10).

Таблица 43 — Состав экономических затрат.

Элементы затрат Сумма, тыс. руб. % к итогу

Вспомогательные материалы (1,25 % Кэ) 248,7 0,2

Электроэнергия от системы 119947,4 88,8

Амортизация основных фондов (10 % Кэ) 1989,7 1,5

Зарплата основная и дополнительная всех категорий персонала 8140,0 6,0

Отчисления на социальные нужды 2116,4 2,3

Прочие расходы (20 % от п.4) 1628,0 1,2

Итого: 134070,2 100,0

Итог суммы в таблице 40 не совпадает с величиной полных затрат из таблицы 39 на 1 % < 15 %. Это допустимая погрешность, следовательно, можно сделать вывод, что ошибки в расчётах нет.

12.13. Основные технико-экономические показатели энергохозяйства

 

Основные технико-экономические показатели предприятия приведены в таблице 44.

 

Таблица 44 — Основные технико-экономические показатели

Показатели Ед. измерения Величина

Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме СЭС кВтч/год 109290

Полная сметная стоимость общезаводской части электрохозяйства тыс. руб. 134070,2

Общая численность ППП: 36

— эксплуатационные рабочие чел. 8

— ремонтные рабочие чел. 21

— линейные руководители чел. 5

— административно — производственный персонал ОГЭ чел. 2

Производительность труда:

— по электроремонтному производству у.е.р/чел. 1912,495

— по электрохозяйству в целом кВт/чел. 3035,8

Общий годовой фонд зарплаты: 1593

— эксплуатационные рабочие тыс. руб. 290,8

— ремонтные рабочие тыс. руб. 510,988

— линейные руководители тыс. руб. 354,00

— административно — производственный персонал ОГЭ тыс. руб. 306,36

Средняя зарплата (за месяц) тыс. руб. 1,5286

Текущие затраты в расчёте на единицу полезно используемой электроэнергии руб./кВтч 1,23

Фондовооружённость труда рабочих тыс. руб./чел. 524,9

 

Заключение

Разработчиком данного дипломного проекта был произведен анализ литературы по данной тематике, произведен расчет электрических нагрузок в целом и подробный расчет электрических нагрузок компрессорной станции. Для решения вопроса о схеме внешнего электроснабжения было произведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения. Произведен выбор электрооборудования для внешнего и внутреннего электроснабжения, расчет и выбор средств компенсации реактивной мощности компрессорной станции. Произведен выбор способа пуска высоковольтных компрессоров. Проведен расчет релейной защиты силового трансформатора ГПП. Приведены основные положения по безопасности жизнедеятельности в отношении действующих электроустановок, произведен расчет защитного заземления и молниезащиты ОРУ ГПП, а также выбор средств освещения данного ОРУ.

В результате проведенных расчетов была разработана система электроснабжения компрессорной станции, отвечающая всем необходимым требованиям по бесперебойности и надежности электроснабжения с минимальными потерями электроэнергии.

 

Список использованной литературы

1 Правила устройства электроустановок. /Минэнерго СССР. 7-е издание, переработанное и дополненное;  М: Энергоатомиздат, 2003 – 640с.

2 Справочник по проектированию электроснабжения. Электроустановки промышленных предприятий./Под общ. ред. Ю.Г.Барыбина и др.  М: Энергоатомиздат, 1990-576с.

3 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова;  М: Энергоатомиздат, 1986-568с.

4 ГОСТ 13109-97 “Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС”.

5 Б.И. Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений. 2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг,2006.–672 с.: ил.

6 А.А. Федоров, Л.Е. Старкова Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472с., ил.

7 А.И. Вольдек Электрические машины. – 2-е изд., перераб. И доп. – Ленинград: Энергия, 1974 – 839 с.

8 Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 464с.: ил.

9 В.А. Андреев Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 3-е изд., — М.: Высшая школа, 1991 – 496 с.

10 Экономика и управление в энергетике: Учебн. Пособие для студ проф. учеб. заведений / Т.Ф. Басова, Н.Н. Кожеаников; Под ред. Н.Н. Кожевников – М.: Академия, 2003. – 384 с.