Загрузка...
Электроснабжение канализационной насосной станции
Дипломная работа
Электроснабжение канализационной насосной станции
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
исходные данные
Расчет электрических нагрузок
.1 Расчет силовых нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту
.2 Расчет осветительной нагрузкив целом по объекту
.3Расчет силовых нагрузок 6 кВ в целом по объекту
Выбор числа и мощности трансформаторов
Выбор схем электроснабжения 0,4 кВ и 6 кВ
.1 Расчет электрических нагрузок для узлов схемы 0,4 кВ
.2 Расчет электрических нагрузок 6 кВ
.3 Выбор кабелей питающих и распределительных линий
Расчет токов короткого замыкания
.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 6 кВ
.2 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ
Расчет возможности пуска двигателя
.1 Определение параметров схемы замещения
.2 Расчет параметров эквивалентной схемы замещения
.3 Определение возможности пуска двигателя
.4 Проверка устойчивости работы предвключенного двигателя
Выбор и проверка коммутационной аппаратуры
.1 Выбор и проверка выключателей 6 кВ
.2 Выбор и проверка выключателей нагрузки 6 кВ
.3 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ
.4 Выбор и автоматических выключателей 0,4 кВ
Релейная защита
.1 Защита электродвигателей
.2 Защита лини III
.3 Защита силовых трансформаторов
экономическая часть
.1Сметно-финансовый расчет объекта
.2 Расчет численности и состава бригады
.3Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика
.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений
Безопасность жизнедеятельности
.1 Введение. Выполнение требований электробезопасности в особо опасных помещениях по степени опасности поражения электрическим током
.2 Выбор и обоснование сетей до 1 кВ для электроснабжения насосной станции в условиях высокой влажности. Выбор заземляющего устройства энергообъекта. Подключение энергоприемников 6 и 0,4 кВ к контуру заземления
.3 Расчет заземляющего устройства объекта
.4 Первичные средства тушения пожара. Использование огнетушителей
.5 Роль место и задачи МЧС
Заключение
Список использованных пользованных источников
электроснабжение нагрузка кабель трансформатор
Введение
Системой электроснабжения называется комплекс устройств, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.
задача электроснабжения промышленного предприятия возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций.
Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии, так как расходуют до 67% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.
Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.
Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.
В данной работе рассматривается электроснабжение канализационной насосной станции, расположенной по адресу: Волгда, советский проспект 120А/1. Станция выполняет функцию перекачки сточных и ливневых вод на очистные сооружения. Зоной обслуживания станции являются следующие микрорайоны: 5-й, 6-й, Завокзальный и микрорайон Бывалово. В связи с увеличением плотности городской застройки, а как следствие увеличения количества сточных вод, особенно в весенний период, было принято решение о введении в работу дополнительных насосных агрегатов, а также модернизации установленного электрооборудования и электрических сетей.
Исходные данные
Электроснабжение насосной станции осуществляется от двух независимых источников электроэнергии: РП-8 и ТП-296, расположенных на удалении 1 км и 100 м соответственно.
основными потребителями электроэнергии насосной станции являются высоковольтные асинхронные электродвигатели насосных агрегатов марки ВАН 118-23/8-8У3 номинальной мощностью 400 кВт, а также трансформаторная подстанция ТП-356 мощностью 1300 кВ∙А (cosφ = 0,85), расположенная на удалении 800м.
Коэффициент загрузки электродвигателей равен 0,8.
Полный перечень приемников электрической энергии представлен в таблице 1. План расположения электроприемников объекта показан на первом листе графической части работы.
Таблица 1 — Перечень электроприемников
№ п/пНаименованиеКол-воНоминальное напряжение, ВНоминальная мощность, кВтКиcosφ1,2, 3,4Электродвигатели насосных агрегатов460004000,80,855Тельфер 1т13801,5+0,120,10,56,7, 11,16Вытяжной вентилятор438030,80,858Кран балка 5т13808+2×0,550,10,59Сверлильный станок13802,20,160,610Заточной станок13802,20,160,612,15, 17Приточный вентилятор338030,80,8513Электронагреватель1380240,80,9514Электронагреватель1380180,80,9518,30Электропривод магистральной задвижки23808,50,160,6519,22, 25,28Электропривод всасывающей задвижки43808,50,160,6520,23, 26,29Электропривод напорной задвижки43808,50,160,6521,24, 27Электропривод разделительной задвижки33808,50,160,6531Дренажный насос138018,50,80,8532Дренажный насос1380220,80,85
1 Расчет электрических нагрузок
1.1 Расчет силовых нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту
В настоящее время основным нормативным документом по определению электрических нагрузок промышленных объектов является РТМ 36.18.32.4-92[1].
Выполним расчет силовой нагрузки в целом по объекту, согласно методике, представленной в [1].
Расчет выполняется по форме Ф636-92 (смотри таблицу 1.1).
исходные данные для расчета (графы 1-4) заполняются на основании перечня электроприемников (смотри исходные данные), значения коэффициентов использования и реактивной мощности для индивидуальных электроприемников (графы 5, 6)взяты из таблицы П1[2].
Все электроприемники группируются по характерным категориям с одинаковыми Ки и tgφ. В каждой строке указываются ЭП одинаковой мощности. В 4-й графе итоговой строки записываем общую суммарную номинальную мощность электроприемников.
В графах 7 и 8 соответственно записываются построчно величины КиPн и КиPнtgφ. В итоговой строке определяются суммы этих величин.
Определяется групповой коэффициент использования:
где — коэффициент использования электроприемника в группе;
— номинальная мощность электроприемников в группе, кВт.
Ки заносится в графу 5 итоговой строки.
Для последующего определения nэ в графе 9 построчно определяются для каждой характерной группы электроприемников одинаковой мощности величины npн2и в итоговой строке — их суммарное Определяется эффективное число электроприемниковnэ следующим образом:
где — номинальная мощность электроприемников в группе, кВт.
n- количество электроприемников в группе
— номинальная мощность отдельного электроприемнико, кВт.
В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП определяется по таблице 2 из [1] и заносится в графу 11 коэффициент расчетной нагрузки Кр. При nэ = 18 и Ки = 0,45коэффициент расчетной нагрузки будет равен 1,0.
Расчетная активная мощность (графа 12) определяется по выражению:
Расчетная реактивная мощность (графа 13) определяется следующим образом:
1.1.11Определяется полная расчетная мощность (графа 14):
1.2 Расчет осветительной нагрузки в целом по объекту
Расчетная нагрузка осветительных приемников в целом по объекту может быть определена по установленной мощности и коэффициенту спроса для освещения [3].
Освещение помещений 1-го и 2-го этажей выполним люминесцентными лампами, освещение помещений машинного зала и грабельного помещения лампами ДРЛ. площади помещений определяются по плану. Общая площадь помещений 1-го и 2-го этажей равна 400 м2, общая площадь помещений машинного зала и грабельного помещения равна 800 м2.
Определим установленную мощность приемников электрического освещения по формуле:
Где Pно1- установленная мощность приемников электрического освещения помещений 1-го и 2-го этажей;
Pно2- помещений машинного зала и грабельного помещения;
F1,F2-общие площади помещений.
Рудо- удельная плотность осветительной нагрузки для механических цехов, Рудо = 19 Вт/м2[3].
Расчетная нагрузка осветительных приемников определяется из выражения:
где Ксо — коэффициент спроса для освещения.
Так как большинство помещений 1-го и 2-го этажей являются бытовыми и складскими помещениями, то коэффициент спроса освещения для этих помещений примем Ксо1 = 0,6[3]. Для помещений машинного зала и грабельного помещения коэффициент спроса освещения определим, как коэффициент спроса для производственных здания, состоящие из отдельных помещенийКсо1 = 0,85[3].
Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле:
где tgϕ − коэффициент мощности источников света.
Для люминесцентных ламп с конденсаторами для повышения коэффициента мощности tgϕ1 = 0,48, для ламп ДРЛ tgϕ2 = 1,44 [3].
Итого расчетная активная осветительная нагрузка:
Итого расчетная реактивная осветительная нагрузка:
Итого полная осветительная нагрузка:
Полученные итоговые значения осветительных нагрузок заносим в таблицу 1.1 и определяем полную нагрузку в целом по объекту:
где-расчетная активная силовая нагрузка;
-расчетная активная осветительная нагрузка;
-расчетная реактивная силовая нагрузка;
-расчетная реактивная осветительная нагрузка.
1.3 Расчет силовых нагрузок 6 кВ в целом по объекту
Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 кВ выполняется по форме Ф636-92 (смотри таблицу 1.2) аналогично расчету, приведенному в п. 1.1, с учетом следующих особенностей [1]:
В графы 7 и 8 таблицы 1.2 заносится расчетная нагрузка цеховых трансформаторных подстанций с учетом осветительной нагрузки (таблица 1.1) и потерь мощности в трансформаторах (смотри главу 2).
эффективное число электроприемниковnэ не определяется, графы 9 и 10 не заполняются.
В зависимости от числа присоединений и группового коэффициента использования, занесенного в графу 5 итоговой строки, определяется значение коэффициента одновременности Kо. Значение Kо заносится в графу 11. В данном расчете Kо = 0,95 [1].
Таблица 1.1 — Расчет электрических нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту (форма Ф636-92)
Таблица 1.2 — Расчет электрических нагрузок 6 кВ в целом по объекту (форма Ф636-92)
2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Так как электроприемники данного объекта относится ко второй категории по надежности электроснабжения, необходима установка двух трансформаторов. Выбор номинальной мощности трансформаторов осуществляется, исходя из условия[2]:
где Sр- полная расчетная мощность цеха, кВ∙А;
N- количество трансформаторов;
Kз — коэффициент загрузки трансформатора.
При преобладании потребителей второй категории коэффициент загрузки трансформаторов принимается в пределах от 0,7 до 0,8 [2].
Из стандартного ряда мощностей трансформаторов выбираем трансформаторы номинальной мощностью 160кВ∙А.
В аварийном режиме коэффициент загрузки масляных трансформаторов не должен превышать 1,4 [4]:
Исходя из данных условий, принимаем к установке трансформаторы марки ТМГ номинальной мощностью 160 кВ∙А.
параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — параметры трансформаторов
ТипНоминальная мощность Sном, кВ∙АНоминальное напряжение Uном, кВСхема соединения обмотокМощность потерь короткого замыкания ΔPк, кВтНапряжение короткого замыкания Uк, %ток холостого хода Iх, %ВНННТМГ-160/6 У116060,4Δ/Y2,94,51,8
Используя формулы (2.3) — (2.7) определим потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора[2]:
где Uка, Uкр— активная и индуктивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора, %;
cosφср-средневзвешенный коэффициент мощности трансформатора.
Коэффициент загрузки трансформатора определим по формуле:
где Sр- полная расчетная мощность, кВ∙А;
Sном. т — номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.
Средневзвешенный коэффициент мощности трансформатора можно определить по формуле:
где Pр — активная расчетная мощность, кВт;
Активная и индуктивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора определим по формулам:
где ΔPк- мощность потерь короткого замыкания, кВт;
Uк— напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
потери напряжения:
Потери мощности в трансформаторах определим по выражениям (2.8) — (2.10) [5]:
где Sр- полная расчетная мощность, кВ∙А;
Sном. т— номинальная мощность трансформатора, кВ∙А;
ΔPк- мощность потерь короткого замыкания, кВт;
Uк— напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
Iх- ток холостого хода, %;
n— количество параллельно работающих трансформаторов.
3 Выбор схем электроснабжения 0,4 кВ и 6 кВ
Так как, из-за конструктивных особенностей объекта, применение магистральных схем электроснабжения не представляется возможным, то питание ЭП 0,4 кВ и 6 кВ выполним по радиальной схеме.
Распределительное устройство 6 кВ состоит из камер КСО 292. Чертеж распределительного устройства показан на листе №4 графической части работы.
Электроприемники напряжением 6 кВ подключаются кабельными линиями к шинам распределительного устройства.
Питание электроприемников напряжением 0,4 кВ осуществляется через силовые шкафы и шкафы управления, подключенные к шинам вводно распределительного устройства.
Схема электроснабжения 6 и 0,4 кВ показана на первом листе графической части работы, однолинейные схемы сети 6 и 0,4 кВ изображены на втором и третьем листах соответственно.
3.1 Расчет электрических нагрузок для узлов схемы 0,4 кВ
Расчет производится аналогично расчету силовых нагрузок, выполненному в главе 1. Результаты расчета представлены в таблицах 3.1-3.2
3.2 Расчет электрических нагрузок 6 кВ
Расчет электрических нагрузок 6 кВ выполнен в главе 1 (смотри п/п 1.3)
Таблица 3.1 — Расчет электрических нагрузок первой секции ВРУ 0,4 кВ
исходные данныеРасчетные величиныЭффективное число ЭП Коэф-т расчетной нагрузки КрРасчетная мощностьРасчетный ток, А по заданию технологовпо справочным даннымКиPнКиPнtgφnpн2активная, кВт Рр = КрΣКиРиреактивная, квар Qр = КрΣ КиPнtgφполная, кВ∙А Наименование ЭПКо-во ЭП, шт. nНоминальная (установленная) мощность, кВткоэффициент использования Кикоэффициент реактивной мощности одного ЭП pнобщая Pн = npн123456789101112131415Шкаф управления задвижкой ШУЗ1Привод магистральной задвижки28,5170,162,723,62144,5Итого:2170,162,723,62144,524,5212,2916,3520,4629,53Шкаф управления задвижками ШУЗ2Привод всасывающей задвижки28,5170,162,723,62144,5Итого:2170,162,723,62144,524,5212,2916,3520,4629,53Шкаф управления задвижками ШУЗ3Привод всасывающей задвижки28,5170,162,723,62144,5Итого:2170,162,723,62144,524,5212,2916,3520,4629,53Шкаф управления задвижками ШУЗ4Привод всасывающей задвижки28,5170,162,723,62144,5Итого:2170,162,723,62144,524,5212,2916,3520,4629,53Шкаф управления задвижками ШУЗ5Привод всасывающей задвижки28,5170,162,723,62144,52170,162,723,62144,524,5212,2916,3520,4629,53Шкаф управления насосами ШУН5Дренажный насос122220,817,613,2484Дренажный насос118,518,50,814,811,1342,25Итого:240,50,832,424,3826,251132,424,340,558,46исходные данныеРасчетные величиныЭффективное число ЭП Коэф-т расчетной нагрузки КрРасчетная мощностьРасчетный ток, А по заданию технологовпо справочным даннымКиPнКиPнtgφnpн2активная, кВт Рр = КрΣКиРиреактивная, квар Qр = КрΣ КиPнtgφполная, кВ∙А Наименование ЭПКо-во ЭП, шт. nНоминальная (установленная) мощность, кВткоэффициент использования Кикоэффициент реактивной мощности одного ЭП pнобщая Pн = npн123456789101112131415Первая секция ВРУ 0,4 кВШУЗ12170,162,723,62144,5ШУЗ22170,162,723,62144,5ШУЗ32170,162,723,62144,5ШУЗ42170,162,723,62144,5ШУЗ52170,162,723,62144,5ШУН5240,50,832,424,3826,25Итого:12125,50,3746,0042,391548,75101,1753,8249,5973,19105,63
Таблица 3.2 — Расчет электрических нагрузок второй секции ВРУ 0,4 кВ
исходные данныеРасчетные величиныЭффективное число ЭП Коэф-т расчетной нагрузки КрРасчетная мощностьРасчетный ток, А по заданию технологовпо справочным даннымКиPнКиPнtgφnpн2активная, кВт Рр = КрΣКиРиреактивная, квар Qр = КрΣ КиPнtgφполная, кВ∙А Наименование ЭПКо-во ЭП, шт. nНоминальная (установленная) мощность, кВткоэффициент использования Кикоэффициент реактивной мощности одного ЭП pнобщая Pн = npн123456789101112131415Шкаф управления задвижками ШУЗ6Привод разделительной задвижки38,525,50,164,085,43216,75Итого:325,50,164,085,43216,7533,0112,2816,3320,4429,5Шкаф управления вентиляторами ШУВ1вентилятор63180,814,410,854Итого:6180,814,410,8546114,410,81825,98Шкаф управления вентиляторами ШУВ2вентилятор1330,82,41,89Итого:130,82,41,891132,253,755,41Шкаф управления калориферами ШУК1Электрона-греватель124240,819,23,84576Электрона-греватель118180,814,42,88324Итого:2420,833,66,729001133,66,7234,2749,46Силовой щит ЩС1Кран-балка 5т1880,10,81,386420,551,10,10,110,190,61Тельфер 1т11,51,50,10,150,262,2510,120,120,10,010,020,01Сверлильный станок12,22,20,140,310,534,84Точильный станок12,22,20,140,310,534,84Итого:715,120,111,692,9276,5526,611,1419,2722,2632,13исходные данныеРасчетные величиныЭффективное число ЭП Коэф-т расчетной нагрузки КрРасчетная мощностьРасчетный ток, А по заданию технологовпо справочным даннымКиPнКиPнtgφnpн2активная, кВт Рр = КрΣКиРиреактивная, квар Qр = КрΣ КиPнtgφполная, кВ∙А Наименование ЭПКо-во ЭП, шт. nНоминальная (установленная) мощность, кВткоэффициент использования Кикоэффициент реактивной мощности одного ЭП pнобщая Pн = npнВторая секция ВРУ 0,4 кВВытяжной вентилятор130,82,41,89ШУЗ6325,50,164,085,42216,75ШУВ16180,814,410,854ШУК12420,833,66,72900ЩС1715,120,111,692,9276,55Итого:19103,620,5456,1727,671256,2981,161,7830,4368,8799,41
3.3 Выбор кабелей питающих и распределительных линий
Выбор сечений электрических проводников осуществляется по допустимому нагреву длительно протекающим максимальным рабочим (расчетным) током, по экономической плотности тока и условию короны[6].
Для линий напряжением 6 кВ сечения силовых кабелей выбираются по допустимому нагреву, экономической плотности тока и выполняется проверка по потере напряжения. Проверка сечений по условию короны для линий напряжением ниже 35 кВ не выполняется [6].
Сечения линий по допустимому нагреву выбираются исходя из условия [2]:
гдеIр — максимальный рабочий (расчетный) ток;
Kт — поправочный коэффициент в зависимости от температуры;
Kп — поправочный коэффициент, учитывающий способ прокладки;
Iдоп — длительно допустимый ток.
Выбор сечений по экономической плотности тока осуществляется из соотношения[2]:
гдеIр — максимальный рабочий (расчетный) ток;
Jэ — нормированное значение экономической плотности тока для заданного режима работы; Для питающих линий за максимальный рабочий ток принимается расчетный ток. Для распределительных линий, питающих отдельные электроприемники, расчетный ток определяется по формуле [2]:
гдеIр — максимальный рабочий (расчетный) ток;
Pном — номинальная активная мощность электроприемника;
Uном — номинальное напряжение сети;
cosφ — коэффициент мощности.
Проверка сечений по потери напряжения выполняется по условию[2]:
гдеΔUт — потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора, %; ΔUл — потери напряжения в линии, %;
ΔUдоп — допустимые потери напряжения, % (принимаются равными5% [2]). потери напряжения в линиях определяем по формуле [2]:
гдеIр — расчетный ток линии, А; r0 — удельное активное сопротивление линии, Ом/км; x0 — удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
l — длина линии, км; cosφср — средневзвешенный коэффициент мощности группы электроприемников;
Uном — номинальное напряжение линии, В.
В качестве примера рассмотрим выбор кабелей для питающей линии I.
Для линии I максимальный рабочий ток равен 286,69А (таблица 3.1), поправочные коэффициенты Kт и Kп равны 1 [2]. Руководствуясь справочными данными выбираем трехжильный кабель ААШв сечением 120 мм2. длительно допустимый ток для данного кабеля равен 300А [5]. Исходя из (3.1), данный кабель соответствует условию допустимого нагрева: Определим по (3.2) сечение по экономической плотности тока, при этом значениеJэ = 1,2 [6]:
Выбираем ближайшее большее стандартное сечение кабеля Sэ = 240 мм2.Из двух значений сечений, определенных по (3.1) и (3.2) необходимо выбрать большее [6]. Окончательно для линии Iвыбираем трехжильный кабель ААШв сечением 240 мм2. Выполним проверку выбранного кабеля по потере напряжения. Определим потери в линии Iпо формуле (3.5), принимаяl = 1 км (смотри исходные данные),Iр = 286,69А, cosφср = 0,82 (таблица 3.1), r0 = 0,129 Ом/км, x0 = 0,071 Ом/км [2]:
Согласно (3.4) выбранный кабель удовлетворяет условию потери напряжения:
здесь потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора ΔUт равны нулю, т.к. линия подключена непосредственно к шинам питающего распределительного устройства. В случае если потери напряжения превышают допустимые, необходимо выбрать ближайшее большее сечение из стандартного ряда и повторно выполнить проверку по потере напряжения.
окончательно выбранные сечения кабельных линий, удельные активные и индуктивные сопротивления этих линий, а также потери напряжения заносятся в графы 11-15 таблицы 3.3 Для остальных линий выбор сечений производится аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблицу 3.3. Для линий напряжением 0,4 кВ сечения силовых кабелей выбираются в целом аналогично расчету, приведенному в п/п 3.3.1, за исключением того, что для линий напряжением ниже 1 кВ выбор сечения по экономической плотности тока не производится[6]. Результаты сводятся в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 — Выбор кабелей питающих и распределительных линий 6 и 0,4 кВ
Обозначение линииМарка кабеляСпособ прокладкиДлина линии l, мМаксимальный рабочий ток Iр, АПоправочный коэффициент KтПоправочный коэффициент KпСечение по экономической плотности тока Sэ, мм2Сечение по допустимому нагреву Sн, мм2длительно допустимый ток Iд, АОкончательно выбранное сечениеS, мм2Удельное активное сопротивление r0, мОм/мУдельное индуктивное сопротивление x0, мОм/мПотери напряжения в линии DUл, %Суммарные потери напряжения DUΣ, %123456789101112131415IААШвв земле1000286,691,001,002401203002400,1290,0711,211,21IIААШвв земле100286,691,001,002401203002400,1290,0710,120,12IIIААШвв земле800125,091,001,00120501551200,2580,0760,751,96Т1-1ААБвГпо воздуху614,461,001,00161042161,940,1020,001,21Т2-1ААБвГпо воздуху414,461,001,00161042161,940,1020,001,211-1ААБвГпо воздуху1748,111,001,00501650500,620,0830,011,222-1ААБвГпо воздуху13,548,111,001,00501650500,620,0830,011,223-1ААБвГпо воздуху2048,111,001,00501650500,620,0830,021,234-1ААБвГпо воздуху2248,111,001,00501650500,620,0830,021,23Т1-2АВРБГпо воздуху14,5216,841,001,00-1202361200,2580,06020,353,4Т2-2АВРБГпо воздуху15,5216,841,001,00-1202361200,2580,06020,373,425АВРБГпо воздуху37,532,131,001,00-637103,10,0730,874,295-5КГпо воздуху144,71,001,00-1,5211,512,260,1010,194,485-8КГпо воздуху3326,271,001,00-2,52863,070,0900,644,935-9АВРБГпо воздуху196,351,001,00-2,5212,513,30,0990,374,665-10АВРБГпо воздуху216,351,001,00-2,5212,513,30,0990,414,76АВРБГпо воздуху30,525,981,001,00-429103,10,0730,914,336-6АВРБГпо воздуху145,411,001,00-2,5212,513,30,0990,374,76-7АВРБГпо воздуху14,55,411,001,00-2,5212,513,30,0990,384,716-12АВРБГпо воздуху165,411,001,00-2,5212,513,30,0990,424,756-15АВРБГпо воздуху13,55,411,001,00-2,5212,513,30,0990,364,696-16АВРБГпо воздуху185,411,001,00-2,5212,513,30,0990,484,816-17АВРБГпо воздуху225,411,001,00-2,5212,513,30,0990,584,917АВРБГпо воздуху2849,461,001,00-1050251,240,06620,784,27-14АВРБГпо воздуху1535,351,001,00-637103,10,0730,774,977-13АВРБГпо воздуху1826,511,001,00-429103,10,0730,664,868-11АВРБГпо воздуху105,411,001,00-2,5212,513,30,0990,263,689АВРБГпо воздуху40,529,531,001,00-637161,940,06750,874,299-19АВРБГпо воздуху315,331,001,00-2,5212,513,30,0990,224,519-20АВРБГпо воздуху815,331,001,00-2,5212,513,30,0990,64,8910АВРБГпо воздуху3329,531,001,00-637161,940,06750,714,1310-22АВРБГпо воздуху3,515,331,001,00-2,5212,513,30,0990,264,3910-23АВРБГпо воздуху915,331,001,00-2,5212,513,30,0990,674,811АВРБГпо воздуху2929,531,001,00-637161,940,06750,624,0411-25АВРБГпо воздуху315,331,001,00-2,5212,513,30,0990,224,2611-26АВРБГпо воздуху815,331,001,00-2,5212,513,30,0990,64,8612АВРБГпо воздуху3529,531,001,00-637161,940,06750,754,1712-28АВРБГпо воздуху315,331,001,00-2,5212,513,30,0990,224,3912-29АВРБГпо воздуху815,331,001,00-2,5212,513,30,0990,64,7713АВРБГпо воздуху4429,51,001,00-637161,940,06750,944,3613-21АВРБГпо воздуху515,331,001,00-2,5212,513,30,0990,374,7313-24АВРБГпо воздуху215,331,001,00-2,5212,513,30,0990,154,5113-27АВРБГпо воздуху615,331,001,00-2,5212,513,30,0990,454,8114АВРБГпо воздуху4329,531,001,00-637161,940,06750,924,3414-18АВРБГпо воздуху915,331,001,00-2,52147,740,0950,394,7314-30АВРБГпо воздуху1415,331,001,00-2,52147,740,0950,614,9515АВРБГпо воздуху2958,461,001,00-1667350,890,06370,854,2715-31АВРБГпо воздуху9,539,691,001,00-1050103,10,0730,434,715-32АВРБГпо воздуху933,381,001,00-63765,170,0900,574,84
4 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания выполняется для проверки электрооборудования на термическую и электродинамическую стойкости, а также для определения параметров релейной защиты.
4.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 6 кВ
Так как расчетные точки находятся на одной ступени напряжения, расчет целесообразно выполнять в именованных единицах. Расчетная схема сети 6 кВ представлена на рисунке 4.1.
рисунок 4.1 — Расчетная схема сети 6 кВ
Расчет параметров схемы замещения выполним используя формулы (4.1) — (4.17) [5],[7].
) параметры схемы замещения линий.
Активное сопротивление:
гдеr0 — удельное активное сопротивление линии, Ом/км;
l — длина линии, км.
Индуктивное сопротивление:
гдеx0 — удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
l — длина линии, км.
Определим параметры схемы замещения линииW1:
Значения r0, x0 и l, необходимые для расчета параметров линийберем из таблицы 3.3,
2) параметры схемы замещения трансформаторов:
гдеΔPк- мощность потерь короткого замыкания трансформатора, МВ∙А; Uном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ∙А.
гдеUном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВ∙А;
Uк- напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
Определим параметры схемы замещения трансформаторов Т1, Т2:
значения величин необходимые для расчета принимаем по таблице 2.1/
3) параметры схемы замещения асинхронных двигателей.
Активное сопротивление:
гдеUном — номинальное напряжение двигателя, кВ; Sм.ном — номинальная полная мощность двигателя, МВ∙А; rм*(н) — активное сопротивление двигателя при номинальных условиях в относительных единицах.
гдеsном — номинальное скольжение двигателя, %.
Индуктивное сопротивление:
гдеxм*(н) — сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя при номинальных условиях в относительных единицах;
где Iп*(н) — кратность пускового тока двигателя по отношению к его номинальному току.
ЭДС:
гдеEм*(н) — сверхпереходная ЭДС двигателя при номинальных условиях в относительных единицах. Определим параметры схемы замещения двигателей М1-М4. Тип двигателей: ВАН118/23-8У3 (смотри исходные данные). Номинальную полную мощность двигателей можно определить по формуле:
Номинальное скольжение для данного типа двигателей принимаем по паспортным данным sном = 1,9 % [8].
Кратность пускового тока для данного типа двигателей принимаем по паспортным данным Iп*(н) = 4,2 [8].
4) параметры схемы замещения обобщенных нагрузок.
Активное сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
где0,17 и 0,23- значения активного и индуктивного сопротивления типовой нагрузки в относительных единицах [7];
Sном- полная мощность нагрузки, МВ∙А;
ЭДС:
Где 0,788- значения ЭДС типовой нагрузки, отн. ед.[7].
Определим параметры нагрузки Н3.
В качестве нагрузки Н3 представлена трансформаторная подстанция ТП-365 мощностью 1,3 МВ∙А, подключенная к шинам первой секции распределительного устройства 6кВ (смотри исходные данные).
5) Параметры схемы замещения систем электроснабжения.
Активное сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
где Iк(3) — ток трехфазного короткого замыкания на шинах питающей подстанции, кА.
ЭДС:
Определим параметры системы С1.
Параметры остальных элементов схемы замещения определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 4.1. Схема замещения представлена на рисунке 4.2.
Таблица 4.1 — параметры элементов схемы замещения сети 6 кВ
Элемент схемыОбозначение на планеr, Омх, ОмЭДС, кВС1-0,0120,1823,64С2-0,0120,1823,64W1I0,1290,071-W2II0,0130,007-W3III0,2060,061-W4Т1-10,0110,001-W51-10,0120,002-W63-10,0120,001-W7Т1-20,0080,000-W82-10,0080,001-W94-10,0140,002-Т1,Т2Т1,Т24,0810,13-М1, М2, М3, М41,2,3,41,3717,283,2Н1-83,62113,132,87Н2-88,86120,232,87Н3-4,716,372,87
рисунок 4.2 — Схема замещения сети 6 кВ
Расчет токовКЗ в точке К1.
ток трехфазного короткого замыкания, равный периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени определим по формуле [7]:
гдеEэ — эквивалентная ЭДС источников, участвующих в питании места КЗ, кВ;
xэ — эквивалентное индуктивное сопротивление относительно точки КЗ, Ом;
1)определим эквивалентное индуктивное сопротивление.
Суммарное сопротивление 1-й ветви:
Суммарное сопротивление 3-й ветви:
Суммарное сопротивление 4-й ветви:
Суммарное сопротивление 5-й ветви:
Суммарное сопротивление 6-й ветви:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й и 3-й ветви:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й и 4-й ветвей:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:
Эквивалентное индуктивное сопротивление:
2) определим эквивалентное активное сопротивление.
Суммарное сопротивление 1-й ветви:
Суммарное сопротивление 3-й ветви:
Суммарное сопротивление 4-й ветви:
Суммарное сопротивление 5-й ветви:
Суммарное сопротивление 6-й ветви:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й и 3-й ветви:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й и 4-й ветвей:
Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:
Эквивалентное активное сопротивление:
3) определим эквивалентную ЭДС.
Эквивалентная ЭДС от 1-й и 3-й ветви:
Эквивалентная ЭДС от 1-й, 3-й и 4-й ветви:
Эквивалентная ЭДС от 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:
Эквивалентная ЭДС источников, участвующих в питании точки КЗ:
4) определим по формуле (4.18) ток трехфазного КЗ в точке К1:
5) ударный ток в точке К1определим по формуле [7]:
где Куд — ударный коэффициент, определяемый по формуле (4.20)
где
Токи КЗ в точке К2 определяются аналогичным образом, результаты сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 — Расчет токов КЗ в сети 6 кВ
Расчетная точкаrэ, Омxэ, ОмЕэ, кВIк(3) = Iп0, кАiуд, кАК10,1140,2363,5915,1927,28К20,0240,1853,6319,5727,68
4.2 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ
При расчете токов КЗ в низковольтной сети следует учитывать[7]:
) индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;
) активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;
) активные сопротивления различных контактов и контактных соединений.
Выполним расчет токовКЗ в точке К1.
рисунок 4.3 — Расчетная схема для определения токов КЗ в точке К1
Определим параметры схемы замещения прямой последовательности.
Схема замещения показана на рисунке 4.4.
рисунок 4.4 — Схема замещения прямой последовательности
Активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения рекомендуется выражать в миллиомах.
Определим параметры системы по формуле [2]:
гдеxс- индуктивное сопротивление системы, мОм;
Uср.НН- среднее напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, В;
Uср.ВН- среднее напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора, В; I(3)к.ВН- предыдущего расчета (смотри пункт 4.1)
Параметры трансформатора возьмем из предыдущего расчета (смотри пункт 4.1), которые необходимо привести к ступени 0,4 кВ по формулам [7]:
гдеr°, x° — приведенные значения активного и индуктивного сопротивления, Ом;
r, x— исходные значения активного и индуктивного сопротивления, Ом;
n— значение коэффициента трансформации трансформатора или автотрансформатора.
Под коэффициентом трансформации понимается отношение напряжения обмотки холостого хода трансформатора, обращенной в сторону основной ступени напряжения сети, к напряжению холостого хода другой обмотки [7].
Определим параметры линии W1 по формулам (4.1), (4.2):
значения удельного активного и индуктивного сопротивлений, а также длину линии принимаем по таблице 3.3.
Значения активного и индуктивного сопротивления токовых катушек автоматического выключателя равны [2]:
Сопротивление контактов и контактных соединений определим, как сумму сопротивлений контактов автоматического выключателя и контактных соединений кабеля. Сопротивление контактов автоматического выключателя принимаем равным 1 мОм, сопротивление контактных соединений кабеля 0,1 мОм [7]. количество контактных соединений кабеля равно 4.
Суммарное сопротивление контактов и контактных соединений:
Определим суммарные значения сопротивлений:
Определим ток трехфазного короткого замыкания по формуле [7]:
Для определения однофазного тока короткого замыкания на землю необходимо составить схему замещения нулевой последовательности.
Схема замещения нулевой последовательности показана на рисунке 4.5.
рисунок 4.5 — Схема замещения нулевой последовательности
Определим параметры схемы замещения нулевой последовательности.
Активное и индуктивное сопротивления силового трансформатора, обмотки которого соединены по схеме Δ/Y,принимаются равными сопротивлениям прямой последовательности [7].
Активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматического выключателя, а также активные сопротивления контактов и контактных соединений принимаются равными активным и индуктивным сопротивлениям прямой последовательности.
Активное и индуктивное сопротивления линии W1 определим по формулам [7]:
гдеr0п- удельное активное сопротивление нулевой последовательности линии, мОм/м;
x0п — удельное индуктивное сопротивление нулевой последовательности линии, мОм/м;
l— длина линии, м.
Удельное активное и индуктивное сопротивления линии W1 равны 1,96 мОм/м и 0,74 мОм/м соответственно [2].
Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности:
Определим ток однофазного КЗ на землю по формуле [7]:
Расчет токов КЗ в остальных точках проводится аналогичным образом. Результаты представлены в таблице 4.3. Расчетные точки показаны на рисунке 4.6.
рисунок 4.3 — Расчетная схема сети 0,4кВ
Таблица 4.3 — Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ
Расчетная точкаRΣ, мОмXΣ, мОмR0Σ, мОмX0Σ, мОмIк(3),кАIк(1),кАК124,3747,3649,0556,254,343,85К224,7747,2851,0157,024,333,81К3116,2951,75242,76109,611,811,33К4111,4451,75231,96106,811,881,38К596,8951,75199,5698,412,101,57К689,1351,75182,2893,932,241,69К7100,7751,75208,20100,652,041,51К855,1849,25139,3488,243,122,22К9118,0851,52249,04111,471,791,31К10127,2751,52235,2597,571,681,31К1167,4451,52155,2892,152,721,98К12148,9751,52275,71105,691,471,13К13165,7251,52174,9674,591,331,29К14194,3556,25355,56125,271,140,89К15233,0556,25413,56131,470,960,76К16159,7456,25275,16115,031,361,09К17226,2456,25333,16121,230,990,85К18151,8456,25248,56107,251,431,17К19224,9956,25312,36114,071,000,87К20137,4356,25225,48102,151,561,27К21203,9356,25283,48108,351,090,95К22149,0756,25251,40108,871,451,17К23215,5756,25309,40115,071,040,89К2493,0353,75202,65103,762,151,57К25110,1153,75223,16103,541,881,41К26192,9856,02315,44122,171,150,94К27153,0856,02280,64118,451,421,10К28206,2856,02327,04123,411,080,89К29321,8756,02406,05119,430,710,64К30328,5256,02411,85120,050,690,63К31348,4756,02429,25121,910,650,60К32315,2256,02400,25118,810,720,66К33375,0756,02452,45124,390,610,57К34428,2756,02498,85129,350,530,50К35122,3456,02250,38114,051,721,27К36131,6456,02267,72117,531,611,20К37329,0156,02341,09133,850,690,67К38258,6856,02418,42165,960,870,71К39410,0756,02504,51133,750,560,51К40436,6756,02527,71136,230,520,49
5 Расчет возможности пуска двигателя
Целью данного расчета является проверка возможности пуска двигателя и устойчивости работы предвключенного двигателя при пуске.
Рассмотрим пуск двигателя 3-го насосного агрегата, обозначенного на схеме М2 (рисунок 5.1), принимая, что двигатель 2-го насосного агрегата (М1) находится в работе с нагрузкой 80% отноминальной (смотри исходные данные). Расчетная схема представлена на рисунке 5.1
рисунок 5.1 — Расчетная схема
Нагрузками, обозначенными на схеме Н1 и Н2 (рисунок 5.1) являются ТП — 365 мощностью 1,3 МВ∙А (смотри исходные данные) и нагрузка первой секции ВРУ 0,4 кВ мощностью 73,19 кВ∙А (смотри таблицу 3.1) соответственно.
5.1 Определение параметров схемы замещения
Параметры схемы замещения линий определим по формулам (4.1), (4.2)
значения r0, x0 и l, необходимые для расчета параметров линийпринимаем по таблице 3.3.
параметры схемы замещения линии W1, обозначенной — I в таблице 3.3:
параметры остальных линий определяются аналогичным образом, результаты представлены в таблице 5.1.
параметры схемы замещения трансформатора определим по формулам (4.3), (4.4), принимая
параметры схемы замещения предвключенной нагрузки:
где Uср — среднее напряжение сети, кВ; Sн — полная мощность нагрузки, МВ∙А; сosφн — коэффициент мощности нагрузки.
где Uср — среднее напряжение сети, кВ; Sн — полная мощность нагрузки, МВ∙А; сosφн — коэффициент мощности нагрузки. Значение sinφнопределяется из основного тригонометрического тождества:
параметры схемы замещения нагрузки Н1: Коэффициент мощности нагрузки Н1 равен 0,85 (смотри исходные данные).
параметры схемы замещения нагрузки Н2 определяются аналогичным образом, результат представлен в таблице 5.1. Параметры схемы замещения предвключенного двигателя:
где Uм.ном — номинальное напряжение двигателя, кВ; Sм.ном — полная номинальная мощность двигателя, МВ∙А; сosφм — коэффициент мощности двигателя.
где Uм.ном — номинальное напряжение двигателя, кВ; Sм.ном — полная номинальная мощность двигателя, МВ∙А; сosφм — коэффициент мощности двигателя. Определим параметры схемы замещения предвключенного двигателя М1: Полную номинальную мощность двигателя найдем по формуле (4.11), принимаяпо паспортным данным для данного типа двигателя значения сosφм = 0,84 и ηм = 0,925 [8].
Значение sinφм определим по формуле (5.3)
параметры схемы замещения пускаемого двигателя:
где mп — кратность начального пускового момента двигателя по отношению к номинальному; kп — кратность пускового тока двигателя по отношению кноминальному.
где mп — кратность начального пускового момента двигателя по отношению к номинальному; kп — кратность пускового тока двигателя по отношению к номинальному. Определим параметры схемы замещения пускаемого двигателя М2: Значения mп и kп определим по паспортным данным [8].
Полные сопротивления элементов схемы замещения определим по формуле: Полное сопротивление линии W1:
Полные сопротивления остальных элементов определяются аналогично, результаты представлены в таблице 5.1. Схема замещения показана на рисунке 5.2. Таблица 5.1 — параметры схемы замещения Элемент схемыОбозначение в таблице 3.3r, Омх, Омz, ОмЭДС, кВС1—-3,64W1I0,1290,0710,15-W2III0,2060,0610,22-W3Т1-10,0110,0010,01-W41-10,0120,0020,01-W53-10,0120,0010,01-Т-4,0810,1310,92-М1-58,7427,9765,06-М2-7,7616,5518,28-Н1-25,9511,8328,52-Н2-402,34277,23488,6-
рисунок 5.2 — Схема замещения 5.2 Расчет параметров эквивалентной схемы замещения Определим сопротивления ветвей:
Определим проводимости ветвей по формуле:
Определим эквивалентное сопротивление:
Определим эквивалентную ЭДС:
Эквивалентная схема замещения представлена на рисунке 5.3.
рисунок 5.3 — Эквивалентная схема замещения Определим пусковой ток: Определим напряжение на выводах двигателя в начальный момент пуска:
5.3 Определение возможности пуска двигателя По условию необходимого момента вращения пуск двигателя обеспечивается, если выполняется условие:
где U*п2 — относительное напряжение на выводах двигателя в начальный момент пуска; mп — кратностьначального пускового момента двигателя по отношению к номинальному; mмех.0 — кратность начального момента сопротивления механизмапо отношению к номинальному. Проверим возможность пуска двигателя, принимая, что условия пуска являются нормальными (mмех.0 = 0,5 [9]): U*п можно определить следующим образом:
Условие (5.10) выполняется, следовательно, пуск двигателя обеспечивается. 5.4 Проверка устойчивости работы предвключенного двигателя Устойчивость работы предвключенного двигателя при снижении напряжения в момент пуска обеспечивается, если выполняется условие:
гдеmмах — максимальный момент вращения двигателя по отношению к номинальному; mмех — момент сопротивления механизмапо отношению к номинальному, численно равный коэффициенту загрузки двигателя. Проверим устойчивость работы предвключенного двигателя: Условие (5.11) выполняется, следовательно, устойчивая работа предвключенного двигателя обеспечивается. 6 Выбор и проверка коммутационной аппаратуры 6.1 Выбор и проверка выключателей 6 кВ рассмотрим выбор выключателя, устанавливаемого на вводе 1-й секции распределительного устройства 6 кВ. Выбор и проверка выключателей напряжением выше 1 кВ осуществляется по следующим критериям [2]: Выбор по допустимому напряжению:
гдеUв.ном — номинальное напряжение выключателя, кВ; Uном — номинальное напряжение сети, кВ; Выбор по допустимому нагреву длительно протекающим максимальным рабочим током:
гдеIв.ном — номинальное ток выключателя, А; Iр — максимальный рабочий (расчетный) ток, А; Проверка выключателя по отключающей способности:
гдеIоткл — номинальный ток отключения выключателя, кА; Iп0 — Проверка на электродинамическую стойкость:
гдеiпр.с — предельный сквознойток выключателя, кА; iуд — Проверка на термическую стойкость:
гдеBк — номинальное значение теплового импульса выключателя, кА2∙ с; Bк.р — расчетное
гдеtоткл — длительность КЗ, с; tр.з — время действия релейной защиты, с; tо.в — полное время отключения выключателя, с;
гдеIт — номинальный ток термической стойкости выключателя, кА; tт — номинальное значение времени термической стойкости выключателя, с; Рассмотрим выбор выключателя, устанавливаемого на вводе 1-й секции распределительного устройства 6 кВ. выбираем выключательВВ/TEL-10-20/630-У2.Номинальные и расчетные параметры для выбора данного выключателя представлены в таблице 6.1. Выполним проверку на термическую стойкость. Длительность КЗ:
Расчетное значение теплового импульса в период КЗ:
Номинальное значение теплового импульса выключателя:
Таблица 6.1 — Выбор выключателя ВВ/TEL-10-20/630-У2 КритерийНоминальные параметрыРасчётные параметрыUв.ном≥Uс, кВ106Iв.ном≥Iраб.макс, А630286,69Iоткл≥Iп0, кА2015,19Iпр.с≥iуд, кА5227,28tо.в, с0,25-tт, с3-tр.з, с-0,1Bк≥Bк.р, кА2∙с120080,76 Выбор остальных выключателей производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.2. Таблица 6.2 — Выбор выключателей Обозначение на схеме№ камеры КСОТип выключателяQ12ВВ/TEL-10-20/630-У2Q24ВВ/TEL-10-20/630-У2Q35ВВ/TEL-10-20/630-У2Q47ВВ/TEL-10-20/630-У2Q511ВВ/TEL-10-20/630-У2Q612ВВ/TEL-10-20/630-У2Q713ВВ/TEL-10-20/630-У2Q815ВВ/TEL-10-20/630-У2QB8ВВ/TEL-10-20/630-У2 6.2 Выбор и проверка выключателей нагрузки 6 кВ Выбор и проверка выключателей нагрузки осуществляется аналогично выбору высоковольтных выключателей, за исключением проверки на отключающую способность. рассмотрим выбор выключателя нагрузки для трансформатора Т1. выбираем выключатель нагрузки ВНР-10/630-20з Номинальные и расчетные параметры для выбора данного выключателя нагрузки представлены в таблице 6.3. Таблица 6.3 — Выбор выключателя нагрузкиВНР-10/630-20з КритерийНоминальные параметрыРасчётные параметрыUв.ном ≥ Uс, кВ106Iв.ном ≥ Iраб.макс, А63014,46Iпр.с ≥ iуд, кА5127,28tо.в, с0,25-tт, с1-tр.з, с-0,1Bк ≥ Bк.р, кА2∙с40080,76 Выбор остальных выключателей нагрузки производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.5. 6.3 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ Выбор и проверка разъединителей осуществляется аналогично выбору выключателей нагрузки. Рассмотрим выбор разъединителя QS1 Выбираем разъединитель РВЗ-10/630 IIУХЛ2. Номинальные и расчетные параметры для выбора данного разъединителя представлены в таблице 6.4. Таблица 6.4 — Выбор разъединителяРВЗ-10/630 II УХЛ2 КритерийНоминальные параметрыРасчётные параметрыUв.ном ≥ Uс, кВ106Iв.ном ≥ Iраб.макс, А630286,69Iпр.с ≥ iуд, кА5227,28tо.в, с0,25-tт, с1-tр.з, с-0,1Bк ≥ Bк.р, кА2∙с40080,76 Выбор остальных разъединителей производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.5. Таблица 6.5 — Выбор выключателей нагрузки и разъединителей Обозначение на схеме№ камеры КСОТип выключателяQW13ВНР-10/630-20зQW214ВНР-10/630-20зQS1, QS152РВЗ-10/630 II УХЛ2QS23РВЗ-10/630 II УХЛ2QS3, QS164РВЗ-10/630 II УХЛ2QS4, QS175РВЗ-10/630 II УХЛ2QS56РВЗ-10/630 II УХЛ2QS6, QS187РВЗ-10/630 II УХЛ2QS78РВЗ-10/630 II УХЛ2QS89РВЗ-10/630 II УХЛ2QS910РВЗ-10/630 II УХЛ2QS10, QS1911РВЗ-10/630 II УХЛ2QS11, QS2012РВЗ-10/630 II УХЛ2QS12, QS2113РВЗ-10/630 II УХЛ2QS1314РВЗ-10/630 II УХЛ2QS14, QS2215РВЗ-10/630 II УХЛ2 6.4 Выбор и автоматических выключателей 0,4 кВ Выбор и проверка автоматических выключателей осуществляется по следующим критериям [2]: Выбор по номинальному напряжению:
гдеUа.в.ном — номинальное напряжение автоматического выключателя, В; Uном — номинальное напряжение сети, В. Выбор по номинальному току:
гдеIа.в.ном — номинальный ток автоматического выключателя, А; Iр — максимальный рабочий (расчетный) ток, А. Выбор по номинальному току теплового расцепителя:
гдеIном.т.р — номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя, А; Iпик — пиковый ток защищаемого электроприемника, А. Для электродвигателей пиковый ток равен пусковому току. Для питающей линии пиковый ток определяется по формуле [2]: гдеIп.мах — наибольший пусковой ток электроприемника в группе, А; Iр — максимальный расчетный ток электроприемников, питающихся от данной линии, А; Ки — коэффициент использования электроприемника с наибольшим пусковым током; Iном.мах — номинальный ток электроприемника с наибольшим пусковым током, А. Выбор по номинальному току электромагнитного расцепителя:
гдеIном.э.р — номинальное ток электромагнитного расцепителя автоматического выключателя, А. Проверка по отключающей способности:
гдеI0 — отключающая способность автоматического выключателя, кА; Iк(3) — ток трехфазного короткого замыкания на выходе автоматического выключателя, кА. Проверка по чувствительности защит.
Для электромагнитных расцепителей:
гдеIк(1) — ток однофазного короткого замыкания на землю в конце зоны действия защиты автоматического выключателя, кА. Рассмотрим выбор автоматического выключателя первой секции ВРУ 0,4 кВ. Определим пиковый ток по формуле (6.11):
Выбираем автоматический выключатель ВА 51-35. Номинальные и расчетные параметры для выбора данного автоматического выключателя приведены в таблице 6.6. Выполним проверку по чувствительности защит:
Таблица 6.6 — Выбор автоматического выключателя ВА 51-35 КритерийНоминальные параметрыРасчётные параметрыUа.в.ном≥ Uс, В380380Iа.в.ном≥ Iраб.макс, А250105,63Iном.т.р ≥ Iпик, А250232,64Iном.э.р ≥ 1,35Iпик, А3000314,06I0 ≥ Iк(3), кА154,34Iк(1), кА-3,85Kч.т.р ≥ 3-15,4Kч.э.р ≥ 1,25-1,28 Таблица 6.7 — Выбор автоматических выключателей ОбозначениеМесто установкиЗащищаемая линияТип выключателяНоминальный ток выключателя, АQF1,QF2I, II ввод ВРУ 0,4 кВ-ВА 51-35250QF3I секция ВРУ 0,4 кВ14ВА61-2963QF4I секция ВРУ 0,4 кВ9ВА61-2963QF5I секция ВРУ 0,4 кВ10ВА61-2963QF6I секция ВРУ 0,4 кВ11ВА61-2963QF7I секция ВРУ 0,4 кВ12ВА61-2963QF8I секция ВРУ 0,4 кВ15ВА 51-31100QF9II секция ВРУ 0,4 кВ13ВА61-2963QF10II секция ВРУ 0,4 кВ6ВА61-2963QF11II секция ВРУ 0,4 кВ7ВА 51-31100QF12II секция ВРУ 0,4 кВ5ВА61-2963QF13II секция ВРУ 0,4 кВ8-11ВА 51-2525QF14ШУЗ514-18ВА 51-2525QF15ШУЗ514-30ВА 51-2525QF16ШУЗ19-19ВА 51-2525QF17ШУЗ19-20ВА 51-2525QF18ШУЗ210-22ВА 51-2525QF19ШУЗ210-23ВА 51-2525QF20ШУЗ311-25ВА 51-2525QF21ШУЗ311-26ВА 51-2525QF22ШУЗ412-28ВА 51-2525QF23ШУЗ412-29ВА 51-2525QF24ШУН515-31ВА61-2963QF25ШУН515-32ВА61-2963QF26ШУЗ613-21ВА 51-2525QF27ШУЗ613-24ВА 51-2525QF28ШУЗ613-27ВА 51-2525QF29ШУВ6-6ВА 51-2525QF30ШУВ6-7ВА 51-2525QF31ШУВ6-12ВА 51-2525QF32ШУВ6-15ВА 51-2525QF33ШУВ6-16ВА 51-2525QF34ШУВ6-17ВА 51-2525QF35ШУК7-13ВА61-2963QF36ШУК7-14ВА61-2963QF37ЩС5-5ВА 51-2525QF38ЩС5-8ВА 51-2525QF39ЩС5-9ВА 51-2525QF40ЩС5-10ВА 51-2525 7 Релейная защита 7.1 Защита электродвигателей Защиту электродвигателей выполним на базе устройства «Сириус-Д». Выполним расчет токов срабатывания защит электродвигателей. ток срабатывания токовой отсечки:
гдеIп — пусковой ток электродвигателя, А. Пусковой ток можно определить по формуле:
гдеkп- кратность пускового тока электродвигателя; Iном- номинальный ток электродвигателя, А. Для двигателя ВАН118/23 — 8У3 кратность пускового тока равна 4,2, номинальный ток двигателя 49,5 А[8].
Ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ):
гдеIп — пусковой ток электродвигателя, А. Ток срабатывания защиты от ОЗЗ определяется по формуле: гдеkн- коэффициент надежности, принимается равным 1,2; kбр- коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока в момент возникновения ОЗЗ, принимается равным 2,5 для защиты без выдержки времени; kв- коэффициент возврата, принимается равным 1; Iемк.дв — емкостной ток электродвигателя, А; Iемк.кл — емкостной ток кабельной линии, А. Емкостной ток электродвигателя напряжением 6 кВ можно пределить по формуле: где Sном — номинальная полная мощность электродвигателя, МВ∙А. Номинальная полная мощность электродвигателя равна 0,52 МВ∙А (смотри п/п 5.1) Емкостной ток кабельной линии можно определить по формуле:
гдеUном.кл- номинальное напряжение кабельной линии, кВ; l— длина кабельной линии (принимается по таблице 3.3), км. Определим ток срабатывания защиты от ОЗЗ по формуле (7.4): Определим значения уставок защит электродвигателей. Диапазон уставок токовых защит для устройства «Сириус-Д»: 0,01…40 А. Для защиты используется трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ 10 с коэффициентом трансформации 100/5. Уставка по току для токовой отсечки:
гдеIТО — ток срабатывания токовой отсечки, А; kт- коэффициент трансформации трансформатора тока. Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит. Токовая отсечка выполняется без выдержки времени. Время срабатывания токовой отсечки равно 0,1 с. Уставка по току для МТЗ:
гдеIМТЗ- ток срабатывания МТЗ, А; kт- коэффициент трансформации трансформатора тока. Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит. Уставка по времени для МТЗ: гдеtТО — время срабатывания токовой отсечки, А; Δt— ступень селективности, равная 0,5 с. Для защиты от ОЗЗ используется трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛ-1 с коэффициентом трансформации 25/1. защита выполняется без выдержки времени. Уставка по току для ОЗЗ: Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит. Проверка чувствительности защит. Для определения коэффициента чувствительности токовой отсечки необходимо определить ток двухфазного короткого замыкания на выводах электродвигателя:
где — ток трехфазного короткого замыкания (смотри таблицу 4.2), кА. Коэффициент чувствительности токовой отсечки:
гдеIТО- ток срабатывания токовой отсечки, А; — ток двухфазного короткого замыкания, А.
Чувствительность токовой отсечки обеспечивается. Коэффициент чувствительности МТЗ:
гдеIном- номинальный ток электродвигателя, А; — ток двухфазного короткого замыкания, А.
чувствительность МТЗ обеспечивается. Для определения коэффициента чувствительности ОЗЗ необходимо найти суммарное значение емкостного тока сети при однофазном коротком замыкании на землю. Суммарная протяженность линий равна 5 км. Суммарный ток ОЗЗ:
гдеUном.клΣ- номинальное напряжение сети, кВ; lΣ- суммарная длина кабельных линий, км. Коэффициент чувствительности защиты от ОЗЗ:
где- суммарный ток ОЗЗ, А; IОЗЗ- ток срабатывания защиты от ОЗЗ, А.
чувствительность защиты от ОЗЗ обеспечивается. 7.2 Защита лини III защиту линии выполним на базе устройства «Сириус-2-Л». Выполним расчет токов срабатывания защит линии III. Ток срабатывания токовой отсечки:
где- ток трехфазного короткого замыкания (смотри таблицу 4.2), кА. — коэффициент запаса, принимается равным 1,1. Ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ):
где- максимальный рабочий ток линии (смотри таблицу 1.2), А. — коэффициент запаса, принимается равным 1,1.
Определим значения уставок защит линии III. Диапазон уставок токовых защит для устройства «Сириус-2-Л»: 0,2..200 А. Для защиты используется трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ 10 с коэффициентом трансформации 600/5. Уставка по току для токовой отсечки:
гдеIТО — ток срабатывания токовой отсечки, А; kт- коэффициент трансформации трансформатора тока. Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит. Токовая отсечка выполняется без выдержки времени. Время срабатывания токовой отсечки равно 0,1 с. Уставка по току для МТЗ:
гдеIМТЗ — ток срабатывания МТЗ, А; kт- коэффициент трансформации трансформатора тока. Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит. Уставка по времени для МТЗ: гдеtТО — время срабатывания токовой отсечки, А; Δt— ступень селективности, равная 0,5 с. Проверка чувствительности защит. Коэффициент чувствительности МТЗ:
гдеIном- номинальный ток электродвигателя, А; — ток двухфазного короткого замыкания, А.
чувствительность МТЗ обеспечивается. 7.3 Защита силовых трансформаторов Для защиты трансформаторов выберем предохранители типа ПКТ. максимальные рабочие токи трансформаторов равны 14,46 А (смотри таблицу 1.2). Для отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора необходимо иметь номинальный ток плавкой вставки в 1,5÷2 раза больше номинального тока трансформатора. Учитывая это можно выбрать предохранители типа ПКТ-101-6-20 с номинальным током 20А и номинальным током отключения 20 кА. 8 экономическая часть 8.1 Сметно-финансовый расчет объекта Смета-спецификация на устанавливаемое оборудование и используемые материалы представлена в таблице 8.1 Таблица 8.1 — Смета-спецификация № п/пНаименование оборудования и материаловТипЕдиницы измеренияКоличествоСиловые трансформаторы1ТрансформаторТМГ-160/6шт.2РУ 6 кВ2Камера КСОКСО-292-14.1-630шт.23Камера КСОКСО-292-10-630шт.24Камера КСОКСО-292-8В-630шт.85Камера КСОКСО-292-5В-630шт.16Камера КСОКСО-292-24-630шт.17Камера КСОКСО-292-13.1-630шт.28шина алюминиеваяАД31 50×5 ммм.15РУ 0,4кВ9ВРУ 0,4ВРУ-21L-(200+200)-303Кшт.1Кабели14Кабель алюминиевыйААШв 3×240м.110015Кабель алюминиевыйААШв 3×120м.80016Кабель алюминиевыйААБвГ 3×16м.1117Кабель алюминиевыйААБвГ 3×50м.7318Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×120м.3119Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×35м.3020Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×25м.2921Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×16м.23522Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×10м.11123Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×6м.1024Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×4м.2425Кабель алюминиевыйАВРБГ 4×2,5м.20726Кабель медныйКГ 4×6м.3427Кабель медныйКГ 4×1,5м.15Шкафы управления, силовые щиты28Шкаф управления задвижкамиШУЗ2-25шт.529Шкаф управления задвижкамиШУЗ3-25шт.130Шкаф управления насосамиШУН2-63шт.131Шкаф управления вентиляторамиШУВ6-63шт.1№ п/пНаименование оборудования и материаловТипЕдиницы измеренияКоличество32Шкаф управления калориферамиШУК2-63шт.133Шит силовойЩС4-63шт.1Заземлители34Вертикальный заземлительСтальной стержень длиной 1,5 м, диаметром 20 ммшт.4035Горизонтальный заземлительПолосовая сталь сечением 40×4 ммм.5036Муфта соединительнаяМСН-20шт.20 локальная смета, содержащая перечень работ и затрат, а также перечень оборудования и материалов, представлена в таблице 8.2. Пересчет сметы в цены текущего года выполняется базисно-индексным методом. Локальная смета составлена в базисных ценах 01.01.2000 года на монтажные, пусконаладочные работы и текущих ценах на оборудование и материалы. Стоимость работ в базисных ценах: Общая стоимость, 139,173 тыс. руб в том числе: Фонд основной заработной платы: 14,487 тыс. руб затраты на эксплуатацию машин, 104,081 тыс. руб в том числе фонд заработной платы машинистов:6,916 тыс. руб Сметная стоимость материалов: 21,288 тыс. руб Сметная стоимость пуско-наладочных работ: 10,562 тыс. руб базисные индексы удорожания по отношению к 2000 году по данным «Строительно-информационного сборника Вологодской области» составляют: Заработной платы — 12,998 Эксплуатации машин — 6,586 Пуско-наладочных работ — 22,76 стоимости материалов — 6,631 Таблица 8.2 — Локальная смета ШифрНаименование работ и затратКл-воЕд. изм.Стоимость на едОбщая стоимостьТрудозатратыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыНа ед.ВсегоЭлектромонтажные работыТЕРм 08-01-001-01Трансформатор ТМГ 160/621 шт.588,81225,45595,9447,7634,421177,62450,901191,8895,5268,8422,5045,00ТЕРм 08-01-068-01шина сборная0,15100 м.824,86526,05171,9064,30126,91123,7378,9125,799,6519,0452,507,88ТЕРм 08-01-084-01КСО-29281 шт.556,25247,49285,2415,7323,524450,001979,922281,92125,84188,1624,70197,60ТЕРм 08-01-084-02КСО-29261 шт.423,90202,40198,8810,9722,622543,401214,401193,2865,82135,7220,20121,20ТЕРм 08-01-084-03КСО-29221 шт.373,89235,47115,146,3523,28747,78470,94230,2812,7046,5623,5047,00ТЕРм 08-01-084-04Мост шинный11 шт.326,24101,20170,109,3854,94326,24101,20170,109,3854,9410,1010,10ТЕРм 08-02-142-01Устойство постели для кабеля19100 м.1373,5966,431305,8372,011,3326098,211262,1724810,771368,1925,276,63125,97ТЕРм 08-02-143-01Покрытие кабеля, проложенного в траншее19100 м.1176,1065,231109,5761,181,3022345,901239,3721081,831162,4224,706,51123,69ТЕРм 08-02-144-01Присоединение к зажимам жил кабеля1,68100 шт.122,64120,240,000,002,40206,04202,000,000,004,0312,0020,16ТЕРм 08-02-144-02Присоединение к зажимам жил кабеля0,32100 шт.132,87130,260,000,002,6142,5241,680,000,000,8413,004,16ТЕРм 08-02-144-03Присоединение к зажимам жил кабеля0,84100 шт.155,35152,300,000,003,05130,49127,930,000,002,5615,2012,77ТЕРм 08-02-144-04Присоединение к зажимам жил кабеля0,16100 шт.174,77171,340,000,003,4327,9627,410,000,000,5517,102,74ТЕРм 08-02-144-05Присоединение к зажимам жил кабеля0,12100 шт.193,17189,380,000,003,7923,1822,730,000,000,4518,902,27ШифрНаименование работ и затратКл-воЕд. изм.Стоимость на едОбщая стоимостьТрудозатратыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыНа ед.ВсегоТЕРм 08-02-144-06Присоединение к зажимам жил кабеля0,22100 шт.290,26284,570,000,005,6963,8662,610,000,001,2528,406,25ТЕРм 08-02-144-07Присоединение к зажимам жил кабеля0,12100 шт.388,38380,760,000,007,6246,6145,690,000,000,9138,004,56ТЕРм 08-02-145-03Прокладка кабеля по дну канала8100 м.780,6793,19580,8642,15106,626245,36745,524646,88337,20852,969,3074,40ТЕРм 08-02-145-04Прокладка кабеля по дну канала11100 м.1035,09128,26799,5057,82107,3311385,991410,868794,50636,021180,6312,80140,80ТЕРм 08-02-146-01Прокладка кабеля на скобах2,56100 м.3075,89147,291250,22113,361678,387874,28377,063200,56290,204296,6514,7037,63ТЕРм 08-02-146-02Прокладка кабеля на скобах3,8100 м.3291,18167,331445,07129,591678,3812506,48635,855491,27492,446377,8416,7063,46ТЕРм 08-02-146-03Прокладка кабеля на скобах0,59100 м.3561,19193,391688,50150,471679,302101,10114,10996,2288,78990,7919,3011,39ТЕРм 08-02-146-04Прокладка кабеля на скобах0,84100 м.4057,28233,472143,71186,731860,103408,12196,111800,72156,851562,4823,3019,57ТЕРм 08-02-146-05Прокладка кабеля на скобах0,31100 м.4813,68304,612827,55244,751681,521492,2494,43876,5475,87521,2730,409,42ТЕРм 08-02-471-04Заземлитель вертикальный210 шт.609,1881,2458,682,02469,261218,36162,48117,364,04938,528,2916,58ТЕРм 08-02-472-02Заземлитель горизонтальный0,5100 м.1095,75162,6884,743,17848,33547,8881,3442,371,59424,1716,608,30ТЕРм 08-02-572-04Шкаф управления, щит силовой101 шт.440,6736,0585,874,18318,754406,70360,50858,7041,803187,503,4934,90ТЕРм 08-02-572-07ВРУ 0,4 кВ11 шт.546,1248,14116,325,92381,66546,1248,14116,325,92381,664,664,66земляные работыТЕР 01-01-055-01Рытье и засыпка траншей1,951 км.14916,111504,1713411,94992,500,0029086,412933,1326153,281935,380,00186,39363,46Итого электромонтажные и земляные работы:139172,5714487,39104080,566915,6021288,301515,91ШифрНаименование работ и затратКл-воЕд. изм.Стоимость на едОбщая стоимостьТрудозатратыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыНа ед.ВсегоПуско-наладочные работыТЕРп 01-02-002-01Трансформатор ТМГ 160/621 шт.0,0094,530,000,000,000,00189,060,000,000,007,0014,00ТЕРп 01-02-016-02Трансформатор напряжения21 шт.0,00202,050,000,000,000,00404,100,000,000,0016,0032,00ТЕРп 01-02-017-02Трансформатор тока251 шт.0,0063,140,000,000,000,001578,500,000,000,005,00125,00ТЕРп 01-03-002-04Автоматический выключатель 25 А.241 шт.0,0019,570,000,000,000,00469,680,000,000,002,0048,00ТЕРп 01-03-002-05Автоматический выключатель 63 А.121 шт.0,0029,360,000,000,000,00352,320,000,000,003,0036,00ТЕРп 01-03-002-05Автоматический выключатель 100 А.21 шт.0,0029,360,000,000,000,0058,720,000,000,003,006,00ТЕРп 01-03-002-06Автоматический выключатель 250 А.21 шт.0,0039,140,000,000,000,0078,280,000,000,004,008,00ТЕРп 01-03-005-01Разъединитель трехполюсный221 шт.0,0076,330,000,000,000,001679,260,000,000,006,00132,00ТЕРп 01-03-008-01Выключатель выкуумный91 шт.0,00114,500,000,000,000,001030,500,000,000,009,0081,00ТЕРп 01-03-008-01Выключатель нагрузки21 шт.0,00114,500,000,000,000,00229,000,000,000,009,0018,00ТЕРп 01-04-004-01РЗА — токовая отсечка71 компл.0,0079,320,000,000,000,00555,240,000,000,006,0042,00ТЕРп 01-04-004-01РЗА — МТЗ71 компл.0,0079,320,000,000,000,00555,240,000,000,006,0042,00ТЕРп 01-04-006-03РЗА — ОЗЗ с работой на сигнал71 компл.0,0039,420,000,000,000,00275,940,000,000,003,0021,00ТЕРп 01-04-008-01РЗА —защита от прегрузки51 компл.0,0091,990,000,000,000,00459,950,000,000,007,0035,00ТЕРп 01-04-051-01РЗА -ЗМН51 компл.0,00205,520,000,000,000,001027,600,000,000,0014,0070,00ШифрНаименование работ и затратКл-воЕд. изм.Стоимость на едОбщая стоимостьТрудозатратыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыНа ед.ВсегоТЕРп 01-04-016-01АВР ВРУ 0,4 кВ11 устр.0,00277,620,000,000,000,00277,620,000,000,0021,0021,00ТЕРп 01-07-001-01Электродвигатель асинхронный 0,4 кВ261 шт.0,0035,300,000,000,000,00917,800,000,000,003,0078,00ТЕРп 01-07-001-03Электродвигатель асинхронный 6 кВ41 шт.0,00105,910,000,000,000,00423,640,000,000,009,0036,00Итого пуско-наладочные работы25049,84845,00Оборудование и материалы в текущих ценах#»justify»>×5 мм (3м)51 шт.475,500,000,000,000,002377,500,000,000,000,000,000,00#»justify»>×24011001 м.1020,600,000,000,000,001122660,000,000,000,000,000,000,00#»justify»>×1208001 м.609,530,000,000,000,00487624,000,000,000,000,000,000,00ШифрНаименование работ и затратКл-воЕд. изм.Стоимость на едОбщая стоимостьТрудозатратыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыВсегоОсн. Зарпл.Экспл. МашинЗапл. Маш-овМат-лыНа ед.Всего#»justify»>×16111 м.83,120,000,000,000,00914,320,000,000,000,000,000,00#»justify»>×50731 м.210,210,000,000,000,0015345,330,000,000,000,000,000,00#»justify»>×120311 м.1247,400,000,000,000,0038669,400,000,000,000,000,000,00#»justify»>×35301 м.215,600,000,000,000,006468,000,000,000,000,000,000,00#»justify»>×25291 м.170,500,000,000,000,004944,500,000,000,000,000,000,00#»justify»>×162351 м.109,120,000,000,000,0025643,200,000,000,000,000,000,00#»justify»>×101111 м.92,400,000,000,000,0010256,400,000,000,000,000,000,00#»justify»>×6101 м.55,440,000,000,000,00554,400,000,000,000,000,000,00#»justify»>×4241 м.56,320,000,000,000,001351,680,000,000,000,000,000,00#»justify»>×2,52071 м.35,200,000,000,000,007286,400,000,000,000,000,000,00#»justify»>×6341 м.100,800,000,000,000,003427,200,000,000,000,000,000,00#»justify»>×1,5151 м.45,000,000,000,000,00675,000,000,000,000,000,000,00#»justify»>Расчет стоимости строительно-монтажных работ. )затраты на основную заработную плату в текущих ценах:
где Сзпс- основная зарплата работников в ценах базисного года, тыс. руб; Сзпм- основная зарплата машинистов в ценах базисного года, тыс. руб; Iτзп- базисный индекс увеличения заработной платы.
2) затраты на эксплуатацию машин в текущих ценах:
где Сэм- затраты на эксплуатацию машин в ценах базисного года, тыс. руб; Iτэм- базисный индекс удорожания эксплуатации машин.
3) затраты на материалы в текущих ценах:
где См- стоимость материалов в ценах базисного года, тыс. руб; Iτм- базисный индекс удорожания материалов.
4) затраты на пуско-наладочные работы:
где Сп — стоимость наладочных работ в ценах базисного года, тыс. руб; Iτп — базисный индекс удорожания стоимости пуско-наладочных работ.
5) прямые затраты:
6) накладные расходы:
где kн — норматив накладных расходов, рекомендуемый Госстроем россии.
7) сметная прибыль организации:
где kп — норматив сметной прибыли, рекомендуемый Госстроем России. ) стоимость строительно-монтажных работ:
Расчет стоимости оборудования. Стоимость оборудования в текущих ценах равна Cо = 4511,763 тыс. руб. ) расходы на запасные части:
где kзч — коэффициент, учитывающий стоимость запасных частей.
2) расходы на тару и упаковку:
где kту — коэффициент, учитывающий стоимость тары и упаковки.
3) транспортные расходы:
где kтр — коэффициент, учитывающий стоимость транспортных расходов.
4) стоимость услуг посреднических и сбытовых организаций:
где kсб — снабженческо-сбытовая наценка.
5) заготовительно-складские расходы:
где kзс — коэффициент, учитывающий заготовительно-складские расходы.
6) расходы на комплектацию:
где kком — коэффициент, учитывающий расходы на комплектацию.
Расчет стоимости материалов. Оптовая цена на материалы в текущих ценах равна См = 1783,106 тыс. руб. ) транспортные расходы:
2) расходы на тару и упаковку:
3) заготовительно-складские расходы:
Расчет лимитированных и прочих затрат ) затраты на строительство временных зданий и сооружений:
где kвз — сметная норма затрат, учитывающаядополнительные затраты на строительство временных зданий и сооружений.
2) затраты на перевозку крупногабаритных грузов:
где kгр — коэффициент, учитывающий затраты на перевозку крупногабаритных и тяжеловесных грузов.
3) затраты на добровольное страхование:
где kстр — коэффициент, учитывающий дополнительные затраты на добровольное страхование деятельности.
4) затраты на отчисления в фонд научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР).
где kНИОКР — коэффициент, учитывающий затраты на НИОКР.
) затраты на премирование за ввод в эксплуатацию:
где kэксп — сметная норма затрат,учитывающая размер средств на премирование за ввод в эксплуатацию объекта.
6) дополнительные затраты на охрану объектов строительства:
где kохр — сметная норма затрат, учитывающая размер средств, отчисляемых на охрану объекта.
7) авторский надзор:
где kохр — коэффициент, учитывающий затраты на авторский надзор; Сп — полая сметная стоимость в текущих ценах
8) Резерв средств на непредвиденные работы и затраты:
где kнепр — коэффициент, учитывающий размер резерва на непредвиденные работы и затраты.
Детальный пересчет сметы в текущие цены представлен в таблице 8.3 Таблица 8.3 — детальный пересчет сметы в текущие цены № п/пНаименование показателяКоэффи-циент, отн. едЗначение, тыс. руб1.Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2000 г.) в том числе: основная заработная плата заработная машинистов затраты по эксплуатации машин строительные материалы пуско-наладочные работы 14,487 6,916 104,081 21,288 10,5622.Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены Удорожание затрат на заработную плату Удорожание затрат по эксплуатации машин Удорожание строительных материалов Удорожание пуско-наладочных работ Всего прямых затрат в текущих ценах: Накладные расходы Сметная Прибыль организации Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете: 12,988 6,586 6,631 22,76 0,95 0,65 278,196 685,447 141,161 240,391 1345,195 264,286 180,827 1790,3083.Стоимость оборудования по смете Стоимость оборудования в текущих ценах Расчет дополнительных расходов на оборудование: расходы на запасные части расходы на тару и упаковку транспортные расходы снабженческо-сбытовая наценка заготовительно-складские расходы расходы на комплектацию Всего дополнительные расходы на оборудование: Всего расходы на оборудование в текущих ценах: 0,02 0,015 0,03 0,05 0,012 0,005 4511,763 90,236 67,676 135,353 225,588 54,141 22,559 595,553 5107,3164.Стоимость материалов по смете: Оптовая цена на материалы в текущих ценах Расчет дополнительных расходов на материалы транспортные расходы расходы на тару и упаковку заготовительно-складские расходы Всего дополнительные расходы на материалы Всего расходы на материалы в текущих ценах 0,03 0,015 0,012 1783,106 53,493 26,747 21,397 101,637 1884,7435.Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах: затраты на временные здания и сооружения затраты на перевозку крупногабаритных грузов затраты на добровольное страхование затраты на НИОКР затраты на премирование за ввод в эксплуатацию затраты на охрану объектов строительства Сумма лимитированных и прочих затрат Авторский надзор Непредвиденные расходы и затраты Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах 0,039 0,0003 0,03 0,015 0,0254 0,013 0,0002 0,03 69,822 0,537 53,709 121,278 45,474 23,247 314,067 1,456 218,421 599,5056.Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах: 9664,81 8.2 Расчет численности и состава бригады Численность бригады рассчитывается по формуле: где Тi — суммарная трудоемкость работ в чел.час., Тi=2360,91 (чел.час.); Кя — коэффициент явки, Кя= 0,9; Тсрок — заданный срок электромонтажных работ, Тсрок=174,6; q — количество рабочих месяцев, q= 1; Кпр — производительность труда, Кпр=1,1; Ки — коэффициент использования рабочего времени, Ки=0,9.
Работы ведутся комплексными бригадами. Количество бригад равно трем по четыре человека в каждой. 8.3Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде. продолжительность работы определяется:
где t — продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне. Тр — трудоемкость работ, чел.час; n — число рабочих часов в сутки, n=8ч.; Ч — число человек в бригаде; Кпр — коэффициент производительности Кпр=1,1; Ки — коэффициент использования рабочего времени, Ки=0,9. Расчет продолжительности работ представлен в таблице 8.4 Таблица 8.4 — Расчет продолжительности работ № БригадыНаименование оборудования и работТрудоемкость работы, чел. час.продолжительность работыМонтажные и земляные работы1Трансформатор ТМГ 160/6451,42КСО-292121,203,83КСО-29247,001,48шина сборная7,880,25ВРУ 0,4 кВ4,660,15Прокладка кабеля на скобах37,631,19Прокладка кабеля на скобах11,390,36Прокладка кабеля на скобах19,570,62Прокладка кабеля на скобах9,420,30Присоединение к зажимам жил кабеля20,160,63Заземлитель горизонтальный8,300,26Устройство постели для кабеля125,973,98Прокладка кабеля по дну канала74,402,35Присоединение к зажимам жил кабеля4,560,14Присоединение к зажимам жил кабеля2,270,072КСО-292197,606,24Шинный мост10,100,31Шкаф управления, щит силовой34,901,10Прокладка кабеля на скобах63,462,00Присоединение к зажимам жил кабеля12,770,40Присоединение к зажимам жил кабеля2,740,09Присоединение к зажимам жил кабеля4,160,13Присоединение к зажимам жил кабеля6,250,20Заземлитель вертикальный16,580,52Прокладка кабеля по дну канала140,804,443рытье и засыпка траншей363,4611,47Устройство постели для кабеля125,973,98Покрытие кабеля проложенного в траншее123,693,9Пуско-наладочные работы1Трансформатор тока125,003,95Электродвигатель 0,4 кВ78,002,46РЗА — ОЗЗ с работой на сигнал21,000,66АВР ВРУ 0,4 кВ21,000,66Электродвигатель 6 кВ36,001,142Трансформатор ТМГ 160/614,000,44Трансформатор напряжения32,001,01Разъединитель трехполюсный132,004,17Вакуумный выключатель81,002,56РЗА — ЗМН70,002,21РЗА — защита от перегрузки35,001,103Автоматический выключатель 25 А48,001,52Автоматический выключатель 63 А36,001,14Автоматический выключатель 100 А6,000,19Автоматический выключатель 250 А8,000,25Выключатель нагрузки18,000,57РЗА — токовая отсечка42,001,33РЗА — МТЗ42,001,33 8.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений Объем инвестиций согласно сметно-финансовому расчету составляет 9664,81 тыс. руб. Срок окупаемости — 15 лет. Стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года по двухставочному тарифу:
где α — ставка на оплату технологического расхода (потерь) в электрических сетях; β — ставка за содержание электрических сетей; Руст — установленная (расчетная) мощность; Wэ.год — объем реализуемой электроэнергия за одни год. Для сетей 6 кВ: α = 0,298 тыс. руб/МВт∙ч β = 1100,92 тыс. руб/МВт·мес. объем реализуемой электроэнергия за одни год: где t — количество часов в году.
Стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:
Прибыль за первый год:
Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя — 6% от стоимости оборудования и материалов:
Чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта за год:
Чистый дисконтированный Доход: гдеД — ставка дисконтирования, равная темпу Чистый дисконтированный доход за первый год:
ЧДД последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5. Дисконтированная сумма инвестиций в проект:
где И — объем инвестиций в проект Дисконтированная сумма инвестиций в проект за первый год:
ДСИ последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5. чистая приведенная стоимость:
Чистая приведенная стоимость за первый год:
ЧПС последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5. Индекс рентабельности:
ИР последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5. Таблица 8.5 — Расчет эффективности инвестиционных вложений Порядковый номер годаЧДД, тыс. руб.ДСИ тыс. руб.ЧПС тыс. руб.ИР131994,088331,7323662,343,84227581,107182,5320398,573,84323776,816191,8417584,983,84420497,255337,7915159,463,84517670,044601,5413068,53,84615232,803966,8511265,953,84713131,723419,709712,033,84811320,452948,018372,443,8499759,012541,397217,623,84108412,942190,856222,083,84117252,531888,675363,873,84126252,181628,164624,023,84135389,811403,593986,233,84144646,391209,993436,403,84154005,511043,092962,423,84Итого:206922,653885,72153036,93,84 Как видно из таблицы 8.5, индекс рентабельности больше единицы за каждый год, следовательно, данный проект можно считать эффективным. 9 Безопасность жизнедеятельности 9.1 Введение. Выполнение требований электробезопасности в особо опасных помещениях по степени опасности поражения электрическим током В отношении опасности поражения людей электрическим током помещения электроустановок различаются: ) помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность; )помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих повышенную опасность: сырость или токопроводящая пыль; токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.); высокая температура; возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям), с другой; ) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность: особая сырость; химически активная или органическая среда; одновременно два или более условий повышенной опасности; ) территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям. Основные требования электробезопасности: Токоведущие части электроустановки не должны быть доступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения электрическим током, как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции. Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении: защитное заземление; автоматическое отключение питания; уравнивание потенциалов; выравнивание потенциалов; двойная или усиленная изоляция; сверхнизкое (малое) напряжение; защитное электрическое разделение цепей; изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки. 9.2 Выбор и обоснование сетей до 1 кВ для электроснабжения насосной станции в условиях высокой влажности. Выбор заземляющего устройства энергообъекта. Подключение энергоприемников 6 и 0,4 кВ к контуру заземления Так как, вследствие высокой влажности и химически активной среды, невозможно обеспечить хорошую изоляцию проводов, необходимо выбрать сеть с глухо заземленной нейтралью. внешнее заземляющее устройство выполняется по контуру насосной станции. В качестве горизонтального электрода применяем полосовую сталь сечением 40×4 мм. Вертикальные электроды изготавливаются из стальных стержней диаметром 20 мм и длиной 3 м. Все металлические конструкции электрооборудования присоединяются к внутреннему контуру заземления, который изготавливается из полосовой стали сечением 25×4 мм и присоединяется к внешнему контуру не менее чем в двух точках. Присоединение заземляемого оборудования к магистрали заземления осуществляется с помощью отдельных проводников, при этом не допускается последовательное включение заземляющего оборудования. 9.3 Расчет заземляющего устройства объекта исходные данные для расчета: Длина горизонтального электрода 50 м; количество вертикальных электродов 20шт; Длина вертикального электрода 5 м; диаметр вертикального электрода 0,02 м; Удельное сопротивление грунта (суглинок) 150 Ом. Сопротивление горизонтального электрода:
гдеρ — удельное сопротивление грунта, Ом/м; lг — длина горизонтального электрода, м; b — ширина горизонтального электрода, м; hг — глубина залегания горизонтального электрода, м.
Сопротивление одного вертикального электрода:
гдеρ— удельное сопротивление грунта, Ом/м; lв- длина вертикального электрода, м; d— диаметр вертикального электрода, м; hг- расстояние от поверхности земли до центра вертикального электрода, м.
Сопротивление заземляющего устройства:
Где ηв- коэффициент использования вертикальных электродов; ηг- коэффициент использования горизонтальных электродов; n— количество вертикальных электродов.
9.4 Первичные средства тушения пожара. использование огнетушителей Особое значение при тушении пожаров на энергетических предприятиях имеет умение персонала применять первичные средства пожаротушения. В соответствии с правилами пожарной безопасности, производственные и служебные здания, сооружения и помещения, а также открытые производственные площадки должны быть обеспечены необходимыми первичными средствами пожаротушения. К первичным средствам пожаротушения относятся: все виды переносных и передвижных огнетушителей; оборудование пожарных щитов; ящики с порошковыми составами (песок, перлит и т.п.), а также огнестойкие ткани (асбестовое полотно, кошма, войлок и т.п.). Первичные средства пожаротушения размещаются в легкодоступных местах и не должны быть помехой при эвакуации персонала из помещений. Запрещается использование пожарного инвентаря и других средств пожаротушения для иных нужд, кроме тушения пожаров и обучения персонала. Использованные или неисправные огнетушители должны быть немедленно убраны из защищаемого помещения и заменены исправными. Для размещения первичных средств пожаротушения в производственных помещениях, а также на территории предприятий, как правило, должны устанавливаться специальные пожарные щиты. Допускается одиночное размещение огнетушителей в небольших помещениях.
Учебная работа. Электроснабжение канализационной насосной станции