Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода – Уралтрак»
аннотация
Алфёров А.В.
Электроснабжение группы цехов «челябинского тракторного завода–Уралтрак». –
Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2008, с., 14 илл., 36 табл. Библиография литературы – 15 наименований. 7 листов
чертежей формата А1.
В данном проекте произведён расчет
электроснабжения и выбор оборудования для группы цехов «Челябинского тракторного завода–Уралтрак». Была составлена схема
системы электроснабжения, выбраны силовые трансформаторы, коммутационная
аппаратура, кабельные линии и проведена их проверка на термическую стойкость. В
разделе «Релейная защита» была рассмотрена защита синхронного двигателя.
Спроектированная схема электроснабжения промышленного предприятия удовлетворяет
ряду требований: высокая надежность и экономичность, безопасность и удобство в
эксплуатации, обеспечено требуемое качество электроэнергии, соответствующие
уровни напряжения.
Проектирование производится на основе
последних разработок и расчетов, что делает проект расчета электроснабжения
завода современным.
Данный проект можно принять к
строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и
расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и
рекомендуется к установке на вновь проектируемых заводах.
Введение
Под
электроснабжением согласно ГОСТу 19431-84 понимается обеспечение потребителей
электрической энергии.
СЭС как и
другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям.
Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических
требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и
безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный
режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных
ситуациях.
При
построении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние на
структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.
К ним
относятся:
—
потребляемая мощность;
—
категории надежности питания;
— характер
графиков нагрузок потребителей;
—
размещение электрических нагрузок на территории предприятия;
— условия
окружающей среды;
—
месторасположение и параметры источников питания;
— наземные
и подземные коммуникации.
краткая характеристика
предприятия
ОАО «Челябинский тракторный
завод — Уралтрак» — крупнейшая в странах СНГ машиностроительная компания
по разработке и производству промышленных тракторов и двигателей к ним,
располагающая большим технологическим и производственным потенциалом. Сегодня
завод выпускает машины для нефте-, газодобывающей, горнорудной, строительной и
других отраслей промышленности. Челябинский тракторный завод является лидером
рынка России и стран СНГ в сегментах гусеничных промышленных тракторов,
бульдозеров и трубоукладчиков.
располагается предприятие в восточной
части города вблизи Первого озера. Общая площадь, занимаемая Челябинским
тракторным заводом, составляет 208 га. В основном производстве ЧТЗ
задействовано свыше 17 000 человек.
Челябинский тракторный завод
располагает мощностями литейного, кузнечного, прессово-сварочного,
механообрабатывающего, окрасочного, термического и гальванического производств.
В основном производстве предприятия в
настоящее время задействовано свыше 13000 единиц оборудования, которое
обеспечивает полный производственный цикл создания инженерных машин,
двигателей, запасных частей и прочих видов продукции.
Технический паспорт проекта
1.
Суммарная
установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 23938
кВт.
2.
Суммарная
установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 12800
кВт: синхронные двигателей 4×СТД-3200 (Рном = 3200 кВт);
3.
Категория
основных потребителей по надежности электроснабжения:
Присутствуют
потребители 2 категория.
4.
Полная расчетная
мощность на шинах главной понизительной подстанции: 20482 кВА;
5.
Коэффициент
реактивной мощности:
Расчетный:
tg= 0,31
заданный
энергосистемой: tg= 0,31
Естественный
tg= 0,31
6.
Напряжение
внешнего электроснабжения: 110 кВ;
7.
Мощность
короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 5000 МВА;
8.
Расстояние от
предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 2 км, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11;
9.
количество, тип и
мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТРДН-25000/110;
10. Напряжение внутреннего
электроснабжения предприятия: 10 кВ;
11. Типы принятых ячеек распределительных
устройств, в главной понизительной подстанции: КЭ-10/20;
12. На территории устанавливаются
комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМ, ТМЗ
мощностью 1000, 2500 кВА;
13. Тип и сечение кабельных линий:
Кабельные
линии 10кВ ААШв 3×70 и ААШв
3×150 мм2;
Кабельные
линии 0,4кВ ААШв 4×70, ААШв 4×95 и ААШв 4×240 мм2.
исходные
данные:
Необходимо
выполнить проект системы электроснабжения группы цехов «Челябинского
тракторного завода – Уралтрак» в объеме, указанном в содержании. Завод
расположен на Южном Урале (Челябэнерго).
Генеральный
план предприятия представлен на листке 1. Сведения об установленной мощности
электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах
1.2 и 1.3.
1.
Расстояние от
предприятия до энергосистемы 2 км;
2.
Уровни напряжения
на шинах главной городской понизительной подстанции: 35 и 110 кВ;
3.
Мощность
короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:
для U1 – 650 МВА;
для U2 – 5000 МВА;
4.
Стоимость
электроэнергии по двухставочному тарифу:
основная
ставка 186 руб/кВт мес;
дополнительная
1,04 руб/кВт
5.
Наивысшая
температура:
окружающего
воздуха 22,2 С;
почвы (на
глубине 0,7 м) 15,2 С;
6.
Коррозийная
активность грунта слабая;
7.
Наличие
блуждающих токов;
8.
Колебания и растягивающие
усилия в грунте есть.
1. Расчет электрических нагрузок промышленного
предприятия
1.1 Расчет электрических нагрузок цеха
шестерен
Принимаем, что сварочная нагрузка работает
с ПВ=40% , а грузоподъемная нагрузка с ПВ=25% . Для электроприемников,
работающих с заданными ПВ, номинальную мощность необходимо привести к длительному
режиму по формуле:
. (1.1)
Расчет электрических нагрузок цеха сводится
в таблицу 1.1.
В таблице 1.1 в графе «число электроприемников
n » указывается количество рабочих электроприемников.
В графе «Рном» записываются номинальные установленные мощности в кВт одного электроприемника.
В графе «» приводится суммарная установленная мощность
электроприемников всей подгруппы.
В итоговой строке «итого по
отделению» суммируются общее число электроприемников группы, суммарная номинальная
мощность всей группы, а также мощности по фазам. В графы записываются коэффициенты использования и мощности.
Средняя активная нагрузка за наиболее
загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется
по формуле:
. (1.2)
Средняя реактивная нагрузка за наиболее
загруженную смену для них находятся из выражения:
. (1.3)
После определения средних активных Рс
и реактивных Qс нагрузок по отдельным электроприемников
производится расчет для группы. В итоговой строке « итого по отделению» суммируются
общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы.
Для заполнения граф в строке «итого по отделению»
необходимо предварительно подвести итоги по графам
По полученным данным определяется среднее ; (1.4) . (1.5) В графе «nэ» в строке «итого по отделению» определяется приведенное число -при Kиа < 0,2
; (1.6) — при Киа ≥ 0,2 , (1.7) где: Рном.max -номинальная мощность максимального электроприемника Определение расчетной нагрузки на разных . (1.8) Расчетная реактивная получасовая нагрузка , (1.9) Графы “ Sp” и “Ip” заполняются , (1.10) (1.11) В итоговой строке “итого по цеху” суммируются и “Qсм”. По полученным данным определяется среднее значение коэффициента , (1.12) . (1.13) Кра=Крр в силу того, что на 3 уровне большое Расчетная нагрузка осветительных электроприемников , (1.14) где Кс.о — коэффициент спроса на освещение; Руд.о — удельная осветительная нагрузка F-площадь отделения. , (1.15) где tg φ=0,62 — коэффициент реактивной мощности для ламп ДРЛ; Полная нагрузка по отделению определяется . Рабочий ток по отделению: , (1.17) где Uном=0,4 кВ Расчётная нагрузка по цеху шестерен 1.2 Расчет электрических нагрузок по Расчет По Расчетная Рр.осв после после далее kиа = , (1.19) tgφ = , (1.20) соsφ = аrctg φ . (1.21) Определение Следуя Расчетные 1.3 Расчет картограммы электрических Картограмма Ri = , (1.22) где Ррi, Ррнi, Ррвi, Рроi – расчетные активные нагрузки всего Масштаб m =, (1.23) где Рmin p – минимальная расчетная активная Rmin – минимальный радиус, Rmin = 5 мм. Углы ; ; . Центр хо где хi, уi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м. Расчет Таблица Наименование цехов Ррi, кВт Рр.нi, кВт Рр.вi, кВт Рр.оi, кВт Xi, м Yi, м Ri, мм αнi αвi αоi 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 Тепло-силовой комплекс 12249 455 11520 274 471 366 8 13 339 8 2 ЗТА 2622 2288 0 334 184 535 4 314 0 46 3 ЗМТ 2557 1804 0 753 831 315 4 254 0 106 4 ЗИМ 5137 3768 0 1369 664 535 5 264 0 96 ИТОГО: 22565 8315 11520 2729 Xo= 522 Yo= 418 Масштаб равен 65,14 кВт/мм2. 2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых Мощность , (2.1) где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА; Fц – площадь цеха, м2. Таблица 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 — выбор — выбор — выбор — выбор минимальное Nт min = +ΔNт, (2.2) где Кз ΔNт – добавка до ближайшего целого числа. Допустимые Кз Кз Кз найденное Предельную Q1р = ; (2.3) , (2.4) где Nт – число трансформаторов цеховой ТП; Кз Sн тi – номинальная мощность Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП. При Q1рi < Q1р трансформаторы ТП не могут
пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть Qку = Qрi — Q1i . (2.5) и они Коэффициент Кз где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой Sр.тi – полная расчетная нагрузка, потери активной ΔРт где N – число ТП в цехе; Кз ΔРхх ΔРкз Потери ΔQт = N·, (2.8) где Iхх – ток холостого хода; Uкз – напряжение короткого замыкания; Sн т – номинальная мощность Результаты 3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и Величина напряжения питания главной Из всех возможных вариантов внешнего Uр.рац = 4,34∙ , где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км; Рр.n – расчетная нагрузка предприятия на Расчетная активная нагрузка Рр.n = ( Рр.н + Рр.В где Рр.н, Рр.В – ∆РmΣ – суммарные потери активной мощности Рр.о – расчетная активная Рр.n = 27164 кВт. Подставив все найденные данные в Uр.рац = 64,27 кВ. Для сравнения заданы два варианта Полная расчетная нагрузка Sр = , (3.3) где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне Qэ1 = Рр.n∙ tgφ ; (3.4) ∆Qгпп = 0,07∙ , (3.5) где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр. Результаты расчетов сведем в таблицу Таблица 3.1 выбор трансформаторов на Выбор трансформаторов на ГПП Напряжение, кВ n, штук kзн Sт, кВА Sнт, кВА Тип Кзн Кз па 110 кВ 2 0,7 15034 25000 ТРДН-25000/110 0,42 0,84 35 кВ 2 0,7 14913 25000 ТРДН-25000/35 0,42 0,84 параметры Напряжение сети,кВ 110 35 Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс,кВар 6350 20878 потери реактивной мощности в силовых трансформаторов ГПП ∆Qтр.гпп,кВар 1255 1165 Полная расчетная нагрузка Sр кВа 21048 20878 Мощностьтрансформаторов ГПП Sт,кВа 15034 14913 Тип трансформаторов ГПП ТРДН-25000/110 ТРДН-25000/35 Номинальная мощность трансформатора, кВа 25000 25000 Напряжение на высокой стороне Uвн,кВ 115 Напряжение на низкой стороне Uнн,кВ 10,5-10,5 10,5-10,5 потери холостого хода Рхх,кВт 25 25 Потери короткого замыкания Рк,кВт 120 115 Напряжение короткого замыкания Uк,% 10,5 10,5 ток холостого хода Iхх,% 0,65 0,5 Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн 0,42 0,42 Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кзп 0,84 0,84 *-в аварийном режиме часть нагрузки снимается Мощность трансформаторов ГПП Sт = . (3.6) На главной понизительной подстанции Варианты схем электроснабжения рисунок 3.1- Вариант рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия 4.1 Вариант 35 кВ Определим потери мощности в силовых ∆Рт = 2∙(25+0,422∙115) ∆Qт = 2∙(1165,36 кВар. потери электрической энергии в ∆Ат = N∙(∆Рхх ∙ где Тг = 8760 часов – τ – годовое число часов τ = (0,124 + = (0,124 + ч, где Тм – годовое число ∆Ат = 2∙(25 Рассчитаем линию электропередачи от Sр.л = ; (4.2) МВА. Расчетный Iр.л = ; (4.3) А. ток в ; (4.4) А Сечение Fэ = ; (4.5) мм2. Выбираю Проверяем потери ; (4.6) ΔАл Рассчитаем исходная Суммарное ХСΣ ХСΣ Сопротивление Хл Хл а) б) рисунок Определим Iк1 = Int = In0 = ; (4.9) Iк1 = . Ударный Iу = , (4.10) где Ку Iу = . выбираем t = , (4.11) где tc.з = 0,01 — время срабатывания защиты; tc.в -собственное время отключения (с t = 0,01 + 0,03= 0,04 с. Апериодическая Ia.t = , (4.12) где Та Ia.t = . Принимаем Вк Вк Определим Х2 Iк2 = . Iу = . Iat = . Устанавливаем Вк Вк выбранные Таблица Расчётные данные Каталожные данные Выключатель Разъединитель ВГБЭ-35-40/630 У1 РДЗ-35-1000-УХЛ1 U, кВ 35 Uном, кВ 35 35 Imax, А 546,14 Iном, А 630 1000 Iп,о=Iп,τ, А 10,14 Iоткл, кА 40 — Iat, кА 3,78 iа ном, кА 12,50 — Iуд, кА 24,67 iдин, кА 40 63 Bk, кА^2 ∙ с 8,74 Iтерм^2*tтерм 4800 1875 Для защиты 4.2 Вариант 110 кВ Определим потери мощности в силовых ∆Рт = 2×(25+0,422×120) 1255,36 потери электрической энергии в ∆Ат = 2·(25 ∙8760 Рассчитаем линию электропередачи от нагрузка в начале линии: кВА. Расчетный А. Ток в А. Сечение мм2. Выбираю Проверяем потери ΔАл Рассчитаем рисунок Суммарное о.е. Сопротивление о.е. Определим кА. Ударный iу = кА, где Ку выбираем Намечаем к t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с. Апериодическая Ia.t = = 4,81 кА, где Та тепловой импульс выделяемый током Вк Определим Х2 . кА. Устанавливаем выключатель типа: тепловой импульс выделяемый током Вк выбранные Таблица Расчётные данные Каталожные данные Выключатель Разъединитель ВГТ-110-40/2500 У1 РДЗ — 110 — 1000 — У1 U, кВ 110 Uном, кВ 110 110 Imax, А 175,72 Iном, А 2500 1600 Iп,о=Iп,τ, А 25,10 Iоткл, кА 40 — Iat, кА 4,81 iа ном, кА 40,00 — Iуд, кА 61,06 iдин, кА 102 100 Bk, кА^2 ∙ с 56,71 Iтерм^2*tтерм 4800 4800 Для защиты трансформаторов от На вводе в 4.3 При сравнении вариантов учитываются: годовые приведенные затраты: , (4.14) Еi = Ен + Еаi + Еmрi , (4.15) где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников. Сэ – стоимость годовых При проектировании сетей Сэ = (∆Ат , (4.17) где С0 – удельная α – основная ставка тарифа; Показатели вариантов сведены в Таблица Электроэнергия α, р/(кВт*год) 2163,36 τ, ч 2199 β, р/(кВт*ч) 1,04 Км 0,93 δ 1,02 Со, р/(кВт/ч) 1,99 Наимен-ие оборуд-ия Единицы измерения количество Стоим.ед., тыс. руб. Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. затраты, тыс.руб. Потери эл. эн-ии, кВт*ч Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб. Ен Етр Еа Итого Трансформатор силовой шт 2 4500 9000 0,12 0,01 0,063 0,19 1737 526174 1 049 ТРДН-25000/35 ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах км 2 480,5 961 0,12 0,004 0,028 0,15 146,1 99374 198 Выключатель шт 4 300 1200 0,12 0,01 0,063 0,19 231,6 — — ВГБЭ-35-40/630 У1 Разъединитель шт 6 70 420 0,12 0,01 0,063 0,19 81,1 — — РДЗ-35-1000-УХЛ1 ОПН шт 6 13 78 0,12 0,01 0,063 0,19 15,1 — — ОПН — 35У1 Трансформатор тока шт 6 5 30 0,12 0,01 0,12 0,25 7,50 — — ТВ-35-1200 ИТОГО 11689 2218 1247 Таблица 4.4- Технико — экономическое сравнение — 110 кВ Наим-ие оборуд-ия Единицы измерения количество Стоим.ед., тыс. руб Кап. вложения, тыс. руб. Отчисления, о.е. затраты, тыс.руб. Потери эл. эн-и, кВт*ч Стоим. потерь эл/эн-ии, тыс. руб. Ен Етр Еа Итого Трансформатор силовой шт 2 6000 12000 0,12 0,01 0,063 0,19 2316 531516 1 017 ТРДН-25000/110 ВЛ 110 кВ на ЖБ опорах км 2 262,1 524 0,12 0,005 0,035 0,16 83,9 35385 68 Выключатель шт 4 850 3400 0,12 0,01 0,063 0,19 656,2 — — ВГТ-110-40/2500 У1 Разъединитель шт 6 105 630 0,12 0,01 0,063 0,19 121,6 — — РДЗ-110-100-У1 ОПН — 110-У-110/77 шт 6 35 210 0,12 0,01 0,063 0,19 40,53 — — ОПН-У-110/56 шт 2 32 64 0,12 0,01 0,063 0,19 12,35 ЗОН-110-У-IУ1 шт 2 20 40 0,12 0,01 0,063 0,19 7,72 Трансформатор тока шт 6 16,5 99 0,12 0,01 0,063 0,19 19,11 — — ТВ-110I-200 ИТОГО 16967 3257 566901 1084 Таблица 4.5 — сравнение экономических Вариант Кап. затраты, тыс. руб. Приведённые кап. затраты, тыс. руб. Потери эл. энергии, кВт*ч Стоимость потерь, тыс. руб Приведённые затраты, тыс. руб. 35 кВ 11 689 2 218 625 548 1 247 3 466 110 кВ 16 967 3 257 566 901 1 084 4 342 Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%, 5. 5.1 Выбор величины напряжения Выбор В данном проекте согласно: 5.2 Построение схемы внутреннего Схемы 5.3 Конструктивное выполнение электрической Выбор способа Выбираем 5.4 Расчет питающих линий Сечение , (5.1) где Sр.к − мощность, которая должна Сечение , (5.2) где jэ – экономическая плотность тока, зависящая от типа По Таблица Кабельная линия Iк, кА tрз, с tсв, с Tа, с Вк, кА^2*с С, А × с1/2 / мм2 Fтс, мм2 ГПП-ТП 8,79 0,5 0,06 0,02 44,85 100 66,97 Допустимый , (5.3) где Кп Kt – поправочный коэффициент на Nк- число прокладываемых кабелей. Допустимая , (5.4) где КАВ потеря где Рр, xо, rо- удельное индуктивное и активное Результаты 6. Расчет токов короткого замыкания Мощность Для рисунок Для выбора К-1 и К-2 К-3 – в К-4 – в Расчет К.З. в Uср=115 кВ; Iк1=Iпо=Int=25,1 кА Iу=61,06 кА. Ia.t = 4,81 кА. Sк.ст=5000 МВ·А. К.З. в Uср=115 кВ; Iк2=Iпо=Int=19,1 кА Iу=45,91 кА. Ia.t = 2,01 кА. Sк.ст=3803,57 МВ·А. Расчет Сопротивление о.е, о.е. Сопротивление Хл о.е. Сопротивление о.е, далее рисунок Хс.эк = Хсд.эк = о.е, Коэффициенты: о.е, о.е, о.е, Результирующее о.е. о.е. о.е. Определяю Iб = , (6.2) Iб = . Токи по кА. кА. кА. Тогда Iк3=Iс + Iсд + Iсд1=8,79 кА. Принимаем кА. Все К.З. в Расчет токов Суммарное ток короткого где Uc,hom — среднее номинальное напряжение rs и хъ— суммарные активное и гт га rк сопротивление контактов; rк=0,03 мОм (Л2, Таблица 2.55) rΣ = 1,9 + 0,13 + 0,03 = 2,06 мОм; хΣ = 8,6 Подставим кА. Определим кА. Все Таблица Расчетная точка Напряжение Uср расчетной Токи, кА Мощность к.з. ступени Sк.ст=∙Ucp∙Ino, Iпо Iпt iу К-1 115 25,1 25,1 61,06 5000 К-2 115 19,1 19,1 45,91 3803,57 К-3 10,5 8,79 8,79 20 159,92 К-4 0,4 25,92 25,92 56084 17,95 6. 6.1 Выбор трансформаторов собственных Приемниками Устанавливаем Sтсн = Sн.т ∙ 0,5% Sтсн = 25000 ∙ 0,005 = 125 кВА. Принимаем ток Iп = А. Устанавливаем 6.2 Выбор типа распределительных I. КРУ КЭ-10/20 комплектуется следующим оборудованием: – – – – – II. Выбор выключателей, установленных Номинальный А, Максимальный А, Таблица Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные VF 12.12.20 U, кВ 10 Uуст < Uном
12 Iраб утяж, А 962,25 Iмах < Iном
1250 Iп,о=Iп,τ, А 8,79 Iпо < Iдин
20 Iуд, кА 20,00 Iуд < iдин
50 Iat, кА 0,62 Iа,τ < Iа ном
20,00 Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк < Iтер^2∙tтер
1200 В качестве III. Выбор трансформаторов тока на вводе Таблица Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные ТПШЛ-10-1000-0,5/10Р U, кВ 10 10 Iраб утяж, А 962,25 Iмах < Iном
1000 Iуд, кА 20,00 Iуд < iдин
128 Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк < Iтер^2∙tтер
4900 Вторичная рисунок Проверку Таблица Прибор Тип Потребляемая мощность, ВА фаза А фаза В фаза С Амперметр Э-335 0,5 — — Ваттметр Д-335 0,5 — 0,5 Счетчик энергии ЦЭ2727 4 — 4 ИТОГО: 5 — 4,5 Из таблицы Ом. Допустимое rпров = z2ном — rприб — rконт , где z2ном = 0,8– для класса точности 0,5; rконт = 0,07 Ом – для трех приборов; rпров = 0,8 − 0,2 − 0,07 = Принимаем кабель с алюминиевыми q = , q = мм2. Правила Схема рисунок Проверку Таблица Прибор Тип Кол-во Потребляемая мощность, ВА фаза А фаза В фаза С Амперметр Э-335 1 0,5 — — Из таблицы rприб = Ом. Допустимое rпров = rприб где = 0,8 – для класса точности 0,5; rконт = 0,05 Ом – для одного прибора; rпров = 0,8 − 0,02 − 0,05 = Принимаем q = мм2. Правила IV. Трансформатор напряжения Таблица 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 энергии Ввод 10 кВ трансформатора ЦЭ2727 4 2 0,38 0,925 1 8 19,47 Ваттметр Д-335 1,5 2 1 0 1 3 — Счетчик энергии линии 10 кВ ЦЭ2727 4 2 0,38 0,925 6 48 116,8 ИТОГО 63 136,3 Вторичная S2 = ВА, т.к. Для 6.3 Выбор соединения силового соединение Таблица 7.6 – Выбор комплектного токопровода Расчетные данные Каталожные данные ТЗК-10-1600 U=10kB Uhom=10kB Iмакс=962,25 А Iном=1600А iу=20 кА iдин=51 кА Выбор 6.4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ Выбор Таблица Кабельные линии Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iпо, кА Iу, кА Тип выключателя Тип ТА ГПП-ТП1 10 36,54 80,83 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-100-0,5/10Р ГПП-ТП3 10 129,97 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП4 10 129,97 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП5 10 130,04 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р ГПП-ТП7 10 260,05 404,15 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-450-0,5/10Р ГПП-ТП9 10 130,03 202,07 8,79 20,00 VF 12.08.16 ТЛК-10-300-0,5/10Р Расчетные Таблица Расчётные данные Условия выбора Каталожные данные VF 12.08.16 U, кВ 10 Uуст < Uном
12 Iраб утяж, А 404,15 Iмах < Iном
800 Iп,о=Iп,τ, А 8,79 Iпо < Iдин
16 Iуд, кА 20,00 Iуд < iдин
40 Iat, кА 0,62 Iа,τ < Iа ном
16,0 Bk, кА^2 ∙ с 44,85 Bк < Iтер^2∙tтер
768 6.5 Выбор коммутационной аппаратуры на В цеховых Таблица № ТП Uн, кВ Iр, А Iутяж, А Iк, кА Тип выключателя нагрузки Тип предохранителя ТП 1,2 10 34,75 80,83 8,79 ВНПу-10/100-10зУ3 ПН2-10-100-31,5У3 ТП 3,4 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3 ТП 5,6 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3 ТП 7,8,9,10 10 122,69 202,07 8,79 ВНПу-10/400-10зУ3 ПН2-10-400-31,5У3 По На стороне Выбор Таблица № ТП, РПН Место установки выключателя Iр, А Iутяж, А Тип выключателя КТП 1000-10/0,4 Вводной 1226,87 2020,73 Э25МВ; Iном = 2500 А; Iо = 65 кА КТП 630-10/0,4 Вводной 772,93 1273,06 Э25МВ; Iном = 2500 А; Iо = 65 кА 6.6 Разработка 6.6.1 Питание цеховой подстанции 6.6.2 В цехе используется магистральная 6.6.3 Расчет нагрузок по отдельным узлам Силовые пункты и остальные Наиболее мощные приемники Принимаю к установке магистральные 7. системы электроснабжения промышленного предприятия. Сопротивление Rтрi = . (8.1) Сопротивление Rл = Rу где l – длина кабельной линии, км; Rу – удельное сопротивление кабеля, Ом/км. Результаты рисунок Таблица Трансформаторная подстанция Sтн, кВА Q1i, квар ΔQтi, квар Rтi, Ом Rлi, Ом число тр-ров ТП ТП1 1000 478,92 33,92 1,22 0,38 1 ТП2 1000 478,92 33,92 1,22 0,46 1 ТП3 2500 1 672,50 142,41 0,38 0,21 1 ТП4 2500 1 672,50 142,41 0,38 0,24 1 ТП5 1 697,41 142,41 0,38 0,18 1 ТП6 2500 1 697,41 142,41 0,38 0,23 1 ТП7 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,01 1 ТП8 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,13 1 ТП9 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,20 1 ТП10 2500 1 693,02 142,41 0,38 0,33 1 ИТОГО 14 469,75 1 207,09 параметры Таблица Обознач. в схеме Тип двигателя Uном, кВ Рсд.нi, кВт Qсд.нi, квар Ni, шт ni, об/мин Д1i, кВт Д2i, кВт СД 3200 СТД 10 3200 1600 2 3000 7,16 10,1 Располагаемая Qсд.мi = , (8.3) где αмi – коэффициент допустимой перегрузки Примем, Результаты Определение Определение С0 = δ, (8.4) где δ – коэффициент, учитывающий α – основная ставка тарифа, β – стоимость 1 кВт∙ч Для 110 кВ: α = 2165,76 руб/кВт Км = ∆Рэ/∆Рм τ – время использования С0 непосредственное — для З1г.кн З1г.кн — для З1г.кв З1г.кв — для З1г.сдi = С0∙; З2г.сдi = С0∙ . (8.7) Результаты Таблица Обозначение СД на схеме Qсд.мi, Мвар З1г.сдi, руб/Мвар З2г.сдi, руб/Мвар2 Rэ.сдi, Ом Qсдi, Мвар СД 3200 4,15 18820,48 8296,39 0,21 1,56 Итого: 4,15 — — — 1,56 Определение Эквивалентные Rэ.сд = , (8.8) Результаты Таблица место установки БК Rэi, Ом Qсi, Мвар Qкi, квар Qкi+ Qсi, квар Тип принятой стандартной БК Qстi, квар Расчетное Принятое ТП1 1,60 0,16 0,16 0,00 164,61 УК9-0,4-112,5 У3 УКМ58М-0,4-50-25 162,5 ТП2 1,68 0,18 0,18 0,00 181,79 УКМ58М-0,4-150-37,5 У3 УК1(2)-0,4-37,5 187,5 ТП3 0,59 0,87 0,87 907,75 1773,55 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-536-67 1779,5 ТП4 0,62 0,91 0,91 907,75 1822,18 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-300-50 1826 ТП5 0,55 0,84 0,84 618,76 1457,07 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-250-50 1506 ТП6 0,61 0,92 0,92 618,76 1540,15 2хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-300-50 1543,5 ТП7 0,39 -0,23 0,00 2065,6 2065,6 3хУКМ58М-0,4-603-67 У3 УКМ58М-0,4-200-50 2009 ТП8 0,50 0,23 0,23 2065,6 2158,6 4хУКМ58М-0,4-536-67 У3 2144 ТП9 0,57 0,23 0,23 348,87 2297,5 4хУКМ58М-0,4-603-67 У3 2412 ТП10 0,71 0,41 0,41 348,87 2479,5 4хУКМ58М-0,4-603-67 У3 2415 ГПП — 4,64 4,64 — — УКЛ-10,5-4500 4500 ИТОГО — — 64,625 11316 20541,8 — 20482 Эквивалентные Rэ = Rл + Rтр. Для r01 = Rл1 ; r12 r1 = Rтр1 ; r2 Эквивалентная , (8.10) С учетом Rэ1 = , (8.11) Rэ2 =. (8.12) значения Определение Qсi = Q1i + ΔQтi +Q1i где а = Мвар∙Ом. Результаты Реактивные Qсд = . Результаты Определение Q0 = , (8.14) Q’эс = α ∙ Рр Q’эс = 0,31 · 22,8 = 6,94 Qр = 2 · Qр1 = 2 · +Qад+ Qэту, (8.16) Qр = 2 ·((13,143+1,207)+1,26) = 27,7 МВар, Q»эс = Qр − , (8.17) Q»эс = 27,72 −= 20,89 МВар, Qэс1 = МВар, Qр1= МВар, Qсi=4,625 МВар. Подставим Q0 = 13,86 −4,625 − 1,17 − 3,47 = 4,6 Баланс Qрi = , (8.18) Qг1 =, (8.19) Qг1 =( 4,625 + 1,17 + 4,5+3,47)= 13,76 Qр = 13,76 МВар. Погрешность tgφэ = , (8.20) tgφэ = Зная tgφр = , (8.21) tgφр =. Резерв Qрез% = 8. Релейная защита синхронного эл. двигателя 10кВ мощностью Р=3200 кВт исходные данные: Тип СТД — 3200/10000 напряжение Uн = 10000 В ток Iн = 208 А пусковой коэф. Кпуск = 5,0 КПД h = 97,3 % Коэф. мощности cos j = 0,89 Тип ТТ ТЛК-10 коэф. тр-ции 300/5 Согласно ПУЭ на электродвигателях — защита от многофазных и витковых — защита от перегруза; — защита от однофазных замыканий на — защита минимального напряжения; — защита от асинхронного режима. Для обеспечения выполнения функций Устройство «Сириус-21-Д» является Применение в устройстве модульной 8.1 защита Многофазные и витковые повреждения Определение токов внутренних КЗ Токовая отсечка В соответствии с ПУЭ для защиты фаз; для электродвигателей мощностью При отсутствии защиты от замыкания на Для электродвигателей мощностью 5000 Чувствительность защит и отсечек Ток срабатывания реле выбирается по , где котс = 1,2 — Ксх = 1 – коэффициент I”max – наибольшее действующее металлического КЗ или Для двагателя мощностью более 2МВт А. Ток срабатывания реле: А. Так как уставка (МТЗ-1) может быть Коэффициент чувствительности: . выбранная уставка проходит по 8.2 защита от перегруза, асинхронного увеличение тока в обмотках Перегрузки делятся на В качестве допустимого тока Iдоп следует принимать максимальный В соответствии с ПУЭ защита от На электродвигателях подверженных Если отключение электродвигателя не Расчет защиты от перегруза. защита (МТЗ-2) работает сначала на Первичный ток срабатывания защиты от , (9.3) где: котс — коэффициент кв — коэффициент возврата Iдлит.доп. — длительно допустимый ток В соответствии с ПУЭ номинальная А. Тогда: А. ток срабатывания реле: А. Принимаем уставку по току Iуст = Iср / 3 = 4,2 / 3 = 1,4 А по кривой характеристики (аналог РТВ-1) Так как уставка (МТЗ-2) может быть защита работает с выдержкой времени t = 5 секунд. Данное времени (МТЗ-2) может быть выбрана в Проведем выбор выдержки времени для Выдержка времени защиты от перегрузки , где: кзап — коэффициент tпуск — время пуска для электродвигателей, время самозапуска t = 10 сек. Тогда: сек. выбираем время срабатывания защиты с защита от асинхронного хода сработает после 10 с выдержки на самозапуск Данное возможно, так как она может быть выбрана в 8.3 защита от однофазного замыкания на Повреждаемость электродвигателя в 84% Значение опасного для Принимая во внимание большое Для электродвигателей мощностью более Первичный ток срабатывания защит от для электродвигателей мощностью до для электродвигателей мощностью свыше Рекомендуются меньшие значения токов защиту следует выполнять без выдержки чувствительность защиты разрешается Первичный расчетный ток срабатывания , котс — коэффициент кб- коэффициент, Iс∑ — утроенное
Iс∑ = Ic.дв + Iс.л где: Iс.дв — собственный емкостный ток Iс.л. — собственный емкостный ток Утроенное
, где: f — частота сети; сдв — емкость фазы статора Uном — номинальное линейное напряжение ориентировочно емкость , где: Sном.дв. — полная номинальная мощность Uном — номинальное напряжение Для двигателей 10 кВ.: Фа. . Утроенный емкостный ток двигателя 10 А или Утроенное
где: Iс.уд. — утроенное линии 10 кВ.; l — длинна линии, км; m — число кабелей в линии. Тогда: А; Iс∑ = 0.204+0.72·10-3 = Iпер.с.дв..= 0,20472 ·1.2 ·2 = 0,4913 A. Вторичный ток трансформаторов тока По (Л7, табл. 6.2) находим Iс.з.min = 0,49 А. Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з. = 0,5 А. В сетях с изолированной нейтралью Принятое землю и в линии к электродвигателю, и в обмотке статора: Iпер.с.з.. ≥ Iс.з ≥ Iс∑ 4 ≥ 0,5 ≥ 0,20472 В схеме предусмотрено замедление Данное значение уставок тока диапазоне от 0,05 до 99 с, дискретностью 8.4 защита минимального напряжения Защита минимального напряжения Первая ступень отключает Вторая ступень предназначена для Список электродвигателей, отключаемых Третья ступень служит пусковым Расчет групповой защиты минимального Расчет произведен согласно ПУЭ I ступень время срабатывания: tс.з. = 0,5 сек. II ступень. Согласно (Л2), напряжение где: Uсам. — напряжение самозапуска, равное котс — коэффициент кв — коэффициент возврата время срабатывания: tс.з. > tп.п. где: tп.п. — время перерыва питания. время срабатывания: tс.з. = 9 сек. Данное значение напряжения с дискретностью 0,1 В. С диапазоном Для рассматриваемого двигателя отключение 9. безопасность жизнедеятельности на ГПП В данном проекте рассмотрены вопросы К организационным мероприятиям 1. правильная организация и ведение 2. обучение и инструктаж 3. контроль и надзор за выполнением К техническим мероприятиям по 1. обеспечение нормальных метеорологических 2. нормальное освещение; 3. применение необходимых мер и средств 4. применение безопасного ручного ГПП является одним из важных объектов и в то же время – это Конструктивное выполнение главной понизительной Согласно расчетам картограммы [Л6, 4.2, 4.3] к ОРУ-110 кВ подведена Подстанция состоит из 3-х основных ОРУ-110 кВ Трансформаторы 2ТРДН – 25000/110, Аппаратура ОРУ-110 кВ и трансформаторы фаза А – желтым цветом; фаза В – зеленым; фаза С – красным. В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда с ширина прохода между ячейкой и стеной ЗРУ имеет две двери для выхода, Камеры трансформаторов собственных В ЗРУ предусмотрены следующие 1. Изолирующая штанга – 2 шт на каждое 2. Указатель напряжения – 2 шт. на 3. Изолирующие клещи – по 1 шт. на U = 10 кВ и U = 0,4 кВ; 4. Диэлектрические перчатки – не менее 5. Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 6. Диэлектрически галоши – 2 пары (для 7. Временные ограждения – не менее двух 8. Переносные заземления – не менее двух 9. Диэлектрические коврики – по местным 10. 11. 12. 13. Анализ пожарной безопасности Согласно НПБ 105-95 с СниП 21.01.97. 1. Электрооборудование и сети в процессе 2. В ЗРУ-10 кВ применены элегазовые выключатели 3. Силовые масляные трансформаторы 4. Для предотвращения растекания масла 5. Фундаменты под маслонаполненные 6. Помещение и здание ЗРУ и камеры 7. ЗРУ, при длине 15 м, имеет 2 выхода по концам наружу, с самозапирающимися замками, открываемыми со стороны ЗРУ без 8. Перекрытие кабельных каналов 9. В целях своевременного извещения о 10. Для локализации очагов пожара на ГПП а) ЗРУ-10 кВ — огнетушители ОУ-10 – 2 — ящик с песком – 2 шт. (вместимость б) щит управления 0,4 кВ — огнетушители в) камеры трансформаторов собственных ОХП-10 – 2 шт., г) ОРУ-110 кВ – пожарный щит с с песком у каждого трансформатора. Обеспечение электробезопасности Для защиты оперативно-ремонтного В ЗРУ-10 кВ выключатели, Выбор искусственных Согласно ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ Заземляющее устройство имеет сложную Определяется число ячеек m на стороне квадрата: Принимаем m = 7. Длина полос в расчетной модели: L’r = 2(m + 1) = 229(7+1) Длина стороны ячейки: b = м. Сопротивление растекания тока одной Ом, Где: Sрасч = Кп100 = 3100 = 300 Кп = 3 – повышающий 100 Ом ∙ м – удельное l = — длина одной полосы, d = 0,5 ∙ b = t = 0.8 м – глубина заложения полосы. Сопротивление растекания группового Rгр п = Ом, Где: nп – число полос, ηп = 0,43 – Для поперечных полос расчет одинаков R’п = 17,9 Ом; Rгр. п = 5,2 Ом. Общее сопротивление заземляющей Rc Ом. Длина полос в расчетной модели: L’r = 2(m + 1) = 229(7+1) Длина стороны ячейки: b = м. Сопротивление растекания тока одной Ом, Где: Sрасч = Кп100 = 3100 = 300 Кп = 3 – повышающий 100 Ом ∙ м – удельное l = — длина d = 0,5 ∙ b = 0.5 ∙ 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы, t = 0.8 м – глубина заложения полосы. Сопротивление растекания группового Rгр п = Ом, Где: nп – число полос, ηп = 0,43 – Для поперечных полос расчет одинаков R’п = 17,9 Ом; Rгр. п = 5,2 Ом. Общее сопротивление заземляющей Rc Ом. Общее заземление с учетом R’з = Ом. Производим подсыпку слоем гравия ОРУ-110 кВ и производим проверку Где: t = tр + tc – время протекания тока короткого замыкания. t = 0.05+0.08 = 0.13 c Uпр.доп = 470 В – допустимое напряжение Uпр = J3 ∙ α1 ∙ α2 ∙ Rз = 13400 ∙ 0,15 ∙ 0,18 ∙ 1,04 = 376 В, Где: α1 = 0,15 – Коэффициент шага: α2 Rh – сопротивление человека, ρмс = 3000 Ом ∙ таким образом, Uпр = 376 В < Uпр.доп = 470 В.
максимально допустимый ток Iз max кА. термическая стойкость полосы 404 мм2 при Iз max Sт = Iз где С = 74 – постоянный коэффициент Таким образом Sт = 81,5 мм2 < Sr = 404 мм2 = 160 мм2, что
удовлетворяет условию термической стойкости. Контроль изоляции Постоянный контроль изоляции Рисунок 10.1 Схема контроля изоляции Для контроля изоляции присоединений Схема установки трансформатора ТЗЛМ рисунок 10.2 Схема контроля изоляции Следует определить величину тока (10.1) где: lCO-ток ОЗЗ для определенного кабеля при l-длина данной кабельной линии, км. Сеть внутреннего электроснабжения 3х70 мм2 — 1,885 км; 3х95 мм2 — 4,663 км; 3х240 мм2 — 0,09 км. ток ОЗЗ для кабеля сечением 70 мм2 ток ОЗЗ составляет: LОЗЗ=1,885*0,9+4,663*1+0,09*1,6 = 6,5 А Так как 6,5 < 20 А, то согласно
ПУЭ необходимость компенсации емкостных токов ОЗЗ отсутствует.
защита ГПП от ударов молнии. Молниезащита ГПП осуществляется в Территория ГПП находится в районе необходимым условием защищенности ha – активная высота молниеотвода: ha ³ D/8 = 60/8 = 7,52м. Высота молниеотводов: h = hx + ha = 11,35 + 7,52 = 18,87м, где hx – высота защиты молниеотводов. Зона защиты молниеотвода: Rx = м. Ширина защищаемой зоны: Bx =, где а – сторона четырехугольника. при а=36 м: В1,4` = м. В1,4 = В2,3 = 6м. при b=50 м: В1,2` = м. В1,4` = B2.3` = 3,5 м. На рисунке показана зона защиты на рисунок 10.3 Зона защиты. Освещение ОРУ-110 кВ Согласно СниП 23-05-95 освещение на Выбор мощности и количества По «шкале освещенности» [ Л11] норма освещенности ОРУ ГПП: Е=5 лк. Световой поток: F=лм Число прожекторов: N=шт. К установке принимаю 2 прожектора. В формулах: Е – минимальная освещенность, лк; Кз – коэффициент запаса; z- отношение средней освещенности к минимальной; S – площадь ОРУ, м^2; N – число прожекторов, шт; М – коэффициент добавочной h — КПД светового потока; Sе – суммарная условная освещенность от близлежащих Мощность одной лампы при удельной Р=Вт. К установке принимаем 4 прожектора Высота подвеса прожекторов: Н== =9,4 м. Ремонтное освещение от переносных Внутреннее освещение выполнено светильниками 10. 10.1 Выбор источников света Прессовый цех – сухое, отапливаемое Освещение рассматриваемого объекта Эти помещение относятся к сухим rп = 70% ; ρс = 30% ; ρр = 10.2 Выбор вида и системы освещения. Для освещения всех помещений характера зрительной работы, размеров объекта В соответствии с нормами освещенности, принимаем освещённость Коэффициент запаса вводится при расчете осветительной установки Выбирается лампа ДРЛ – дуговая ртутная лампа, т.к. высота характера зрительной работы, размеров объекта различия, фона и контраста с В соответствии с нормами освещенности, принимаем освещённость Проектируемый участок – сухое, отапливаемое помещение, Таблица 11.1 – Технические данные Тип Рном , Вт Масса светильника с ПРА ,Кг Тип КСС Материал корпуса Материал отражателя исполнение по пылезащите РСП-10В-1000 1000 5 Г Алюминий Алюминий Не защищенное 10.3 Выбор вида и системы освещения, В производственных помещениях – естественное; – искусственное; – смешанное. Для прессового цеха выбираем Искусственное освещение делится на – рабочее; – аварийное; – охранное. Выбирается рабочее освещение, которое В зависимости от способа размещения – система общего освещения; – система комбинированного освещения. Система комбинированного освещения Несмотря на большие первоначальные Поэтому принимаем комбинированное Нормируемая вида системы Коэффициент 10.4 Расчёт освещения Определяем расчетную высоту подвеса светильников. Расчетная высота подвеса светильников h = H – (hp + hc), (11.1) где: h – расчетная высота подвеса Н – высота помещения, м; hp – высота рабочей поверхности, м; hс – высота светильника, м. Принимается hc = 0,2 м; h = 15 – (0, 8 + 0, 2) = 14 м. Определяем L – расстояние между L = λ ∙ h, (11.2) где: l — наиболее оптимальное соотношение расстояний между h – расчетная высота подвеса L = 1 ∙ 14 = 14 м. Принимаем L = 14 м. Определяем Nв — число рядов по Nв = B/L, (11.3) где: В – ширина помещения, м; L – расстояние между рядами, м. Nв = 27/14 = 1,92 м. Принимаем Nв = 2 ряда. Определяем число светильников в ряду Nа ,штук, по формуле Nа = А/L, (11.4) где: А – длина помещения, м; L – расстояние между рядами, м. Nа = 264/14 = 18,8. Принимаем Nа = 20 штук по количеству Определяем N — число светильников в N = Nв ∙ Na; (11.5) N = 2 ∙ 20 = 40 светильников. Определяем i — индекс помещения: (11.6) где: А – длина помещения, м; В – ширина помещения, м; h – расчетная высота подвеса . Коэффициент использования светового h = 0,68. Определяем Фрасч – расчетный световой где: S – площадь помещения, м2; Z – коэффициент неравномерности, Кз – коэффициент запаса; h – коэффициент использования Лм. Световой поток стандартной лампы Таблица 11.2 – Технические данные лампы Тип лампы Мощность кВт Напряжение Uл, В Световой поток Фл, Лм Рабочий ток А ДРЛ 1 220 55000 4,5 Определяем DФ — разницу между расчетным и (11.8) где: Фн – стандартный номинальный Фрасч – расчетный световой поток, Лм. DФ = . Фактическая освещенность может Определяем Руст – суммарную мощность осветительной установки: Руст = N ∙ Рн , (11.9) где: N – число светильников в помещении; Рн – номинальная мощность лампы, кВт. Руст = 40 10.5 электрический расчет осветительной установки Расчет распределительной сети проводится по допустимому току Iдоп ³ Iрасч, (11.10) где: Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А; Iрасч – расчетный ток, А. Определяем Iгр ,А, ток группы по формуле: (12.11) где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери мощности в Uл – линейное напряжение,В; Ргр – мощность группы, Вт; Ргр = Рл ∙ пгр , (11.12) где: Рл – мощность лампы,Вт; пгр – число ламп в группе. cosj — коэффициент Ргр = 1000 ∙ 8 =8000 Вт; . Расчет остальных групп аналогичен. Выбор кабелей производится по условиям допустимого нагрева. Iдоп ≥ Iгр,, (11.13) где Iдоп – длительно допустимый ток кабеля, А; Выбираем кабель на каждую группу [Л1, таб33-18], ВВГ 3х4 мм2 Iдоп = 27А; 27 > 17,87А. ток щитка определяется по формуле (11.14) где: 1,25 – коэффициент, учитывающий потери в ПРА; ΣРгр – суммарная мощность всех групп, Вт; Uл – линейное напряжение, В; cosφ – коэффициент мощности. А. выбираем кабель по условию нагрева [Л1, таб33-18], ВВГ 4х6 Iдоп = 35А; 35 > 23,83А. Принимаем щиток типа ОЩВ — 6, и автоматические выключатели Определение уставок защиты производится по условию: Iн.р ≥ К ∙ Iгр, (11.15) где: Iн.р – ток уставки теплового расцепителя автоматического выключателя, А; К – минимально допустимое отношение тока уставки теплового расцепителя, к рабочему току линии. К = 1,4; 25 > 1,4 ∙ 17,87 = 25А. Таблица 11.3 – Параметры щитка Тип щита Аппараты защиты и управления Размер щита, мм Примечание На вводе На группах ЩВ-6 Е 2046 на=63А АЕ 2044 Iна=25А 265х310х125 Комбинированный расцепитель АЕ 2046 рисунок 11.1 10.6 Расчет аварийного освещения Эвакуационное освещение Выбор мощности и количества По «шкале освещенности» [Л11] норма освещенности: Е=5 лк. Требуемый световой поток по (11.7): Лм. Число шт. Принимаю к использованию в качестве Схема и планировка освещения цеха 11. экономическая часть Составление индивидуального перечня работ Сетевой график- это графическое Главные элементы сетевого графика- Рисунок 12.1- Изображение событий и время, которое предлагается затратить , (12.1) Где: — Среднеквадратическое отклонение продолжительности в , (12.2) Дисперсия определяется по формуле: , (12.3) перечень работ, параметры и Таблица 12.1 — перечень работ, Код работы Наименование Среднеквадратичное Дисперсия, дн2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0,1 Получение задания на проект 5 12 8 1 1 0 1,2 Подбор технической документации 3 7 5 1 1 1 0,8 0,64 1,6 анализ вариантов подключения проектируемой подстанции 15 25 19 1 2 0 2,0 4,00 2,3 Подбор литературы 1 5 3 0 1 1 0,8 0,64 3,4 анализ литературы 3 6 4 1 1 0 0,6 0,36 4,5 Анализ технической документации 3 7 5 1 1 0 0,8 0,64 5,6 Составление обзора по литературе 1 3 2 0 1 0 0,4 0,16 6,7 изучение условий и режимов сравниваемых вариантов 4 7 5 0 2 0 0,6 0,36 6,8 Расчет установившихся режимов 7 14 10 0 0 2 1,4 1,96 6,26 Получение задания по релейной защите 1 2 1 1 1 — 0,2 0,04 7,8 анализ функциональной недостаточности и избыточности вариантов 2 4 3 0 1 1 0,4 0,16 8,9 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор наилучшего 6 10 8 1 1 0 0,8 0,64 9, 10 Проверка выбранной сети на техническую допустимость 4 8 6 0 1 0 0,8 0,64 9,24 Получение задания на спец. вопрос 2 3 2 1 1 0 0,2 0,04 10,11 Составление структурной схемы подстанции 2 3 2 0 1 0 0,2 0,04 10,12 Сравнение схем РУВН по показателям надежности 8 12 10 0 2 2 0,8 0,64 11,12 Выбор схем РУВН с учетом требования потребителей 3 4 3 0 2 0 0,2 0,04 12,13 анализ выявленных эффективных технических решений 3 5 4 1 1 0 0,4 0,16 12,14 Оценка возможности применения оборудования на подстанции 8 14 10 0 3 0 1,2 1,44 13,15 Выбор электрооборудования подстанции 15 26 19 0 2 2 2,2 4,84 14,15 Обоснование выбранного оборудования по техническим условиям 2 4 3 0 1 0 0,4 0,16 15,16 Подбор литературы по БЖД 5 7 6 0 1 2 0,4 0,16 16,17 анализ литературы по БЖД 3 6 4 1 0 0,6 0,36 16,18 Компоновка подстанции 5 12 8 1 2 1 1,4 1,96 17,21 Разработка мероприятий по БЖД 10 17 13 0 2 1 1,4 1,96 18,19 Разработка электробезопасности подстанции 10 15 12 1 3 0 1,0 1,00 19,2 Разработка молниезащиты ОРУ 15 25 19 1 2 1 2,0 4,00 20,21 Разработка освещения ОРУ 12 20 15 1 2 1 1,6 2,56 21,22 Составление перечня работ и составление сетевого графика 7 16 11 2 1 0 1,8 3,24 22,23 Определение затрат на проект 5 8 6 0 1 2 0,6 0,36 22,25 Определение параметров сетевого графика 2 3 2 0 1 0 0,2 0,04 23,25 Определение дохода проекта 3 5 4 0 2 1 0,4 0,16 24,27 Разработка спец. вопроса 15 30 21 0 3 1 3,0 9,00 25,27 Сравнение затрат и доходов 2 4 3 0 1 1 0,4 0,16 26,27 Разработка релейной защиты 10 15 12 1 2 1 1,0 1,00 27,28 Оформление ПЗ 15 20 17 1 2 1 1,0 1,00 1. ранний срок начала работы равен раннему сроку свершения ее , (12.4) 2. Поздний срок начала работы равен разности между поздним , (12.5) 3. Ранний срок окончания работы равен сумме раннего срока , (12.6) 4. Поздний срок окончания работы равен позднему сроку , (12.7) 5. Полный резерв времени работы: , (12.8) 6. , (12.9) частный резерв времени второго рода: , (12.10) свободный (независимый) резерв времени работы: , (12.11) Коэффициент напряженности работы: , (12.12) Где: — — Параметры событий сетевого графика (в днях) представлены в Таблица 12.2 — параметры событий сетевого графика № события Сроки свершения Резерв времени № события Сроки свершения Резерв времени ранний Поздний Ранний Поздний 0 0 0 0 15 83 83 0 1 8 8 0 16 88 88 0 2 12,4 13,6 1,2 17 93 130 37 3 15 16 1 18 96 96 0 4 19 20 1 19 108 108 0 5 24 25 1 20 127 127 0 6 27 27 0 21 142 142 0 7 32 34 2 22 153 153 0 8 37 37 0 23 159 159 0 9 44 44 0 24 47 145 98 10 50 50 0 25 163 163 0 11 52 56 4 26 28 154 126 12 59 59 0 27 166 166 0 13 63 63 0 28 183 183 0 14 70 80 10 0 Параметры работ сетевого графика (в днях) представлены в Таблица 12.3 — Параметры работ сетевого графика Код работы Ожидаемая продолжительность Сроки начала Сроки окончания Резервы времени ранний поздний ранний поздний полный частный 1 рода частный 2 рода свободный Коэффициент напряженности Стоимостные показатели сетевого графика Расчет трудоемкости работ Целью данного раздела является определение затрат на Для этого необходимо выбрать величину должностных окладов Определяем коэффициенты приведенной реальной численности всех ; ; . Рассчитаем приведенную численность работников: , Где: — соответственно количество Приведенная трудоемкость работы ij: , Где: — ожидаемая продолжительность Суммарная среднедневная стоимость одного инженеро-дня: , Где: — среднедневная зарплата инженера, — прочие затраты на руб/инж.-дн. здесь — основная зарплата — дополнительная зарплата — количество рабочих дней в прочие затраты на проведение НИР сведены в таблицу 12.4. Таблица 12.4 — прочие затраты на проведение НИР Наименование затраты, руб. Основная зарплата 8000 Дополнительная зарплата 800 Отчисление на социальное страхование, Осоц 475,2 Отчисления в пенсионный фонд, Оп 2464 Отчисления на медицинское страхование, Омед 316,8 Отчисления в фонд занятости, Оз 132 Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См 1200 накладные расходы, Нр 3600 Командировочные расходы, Кр 1200 Контрагентские услуги сторонних организаций, Ку 1600 Стоимость оборудоваия и приборов, Со 3200 Итого прочие затраты на проведение НИР составили 14988 руб. Суммарная стоимость одного инженеро-дня: руб./инж.-дн. Сметная стоимость работы ij определяется как произведение приведенной трудоемкости экономическая эффективность Затраты на сооружение подстанции 110/10 кВ состоят из 1. Затраты на сооружение ОРУ 110кВ согласно произведённому 2. затраты на сооружение КРУН-10: тыс. руб., где С=15,3 тыс. руб.- затраты на сооружение одной ячейки n=17+2=19 – количество шкафов в КРУН-10. Общие затраты по подстанции: тыс. руб. Определим Доход от передачи электроэнергии потребителям через , где — стоимость одного кВт, руб./кВт — передаваемая мощность, тыс.руб./год. Срок окупаемости вводимых объектов находим как отношение года. Экономический эффект: тыс.руб. таким образом, срок окупаемости меньше нормируемого Т=8,33 Заключение Проект системы электроснабжения ЛИТЕРАТУРА 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. Филатов А.А. обслуживание 11. каталог на электротехническую 12. Алиев И.И. Справочник по 13. Кисаримов Р.А. Справочник электрика. 14. Алабугин А.А., Алабугина Р.А. 15. Багиев Г.Л., Златопольский А.Н.
значение коэффициента использования и среднее
электроприемников nэ рассматриваемой
группы. При расчетах электрических нагрузок, пользуются следующими выражениями для
определения эффективного числа электроприемников.
в группе (цехе). В графе коэффициент максимума находится
по таблице 1 «Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок» (РТМ.36.18.32.4-92).
ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить
по методу упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка группы трехфазных
электроприемников на всех ступенях питающих и распределительных систем находится
по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
трехфазных электроприемников :
для группы электроприемников:
общее число электроприемников группы, суммарная номинальная мощность всей группы.
Для заполнения граф в строке “итого по цеху” необходимо
предварительно подвести итоги по графам “Pсм”
использования и среднее эффективное
число электроприемников. Расчетные активная и реактивная нагрузки группы трехфазных
электроприемников цеха находятся по средней нагрузке и расчетному коэффициенту:
количество электроприемников и график активной мощности становится относительно
равномерным , то есть по форме приближается к графику реактивной мощности .
определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности
пола с учетом коэффициента спроса.
на единицу производственной поверхности пола;
по формуле:
(1.16)
приводится в таблице 1.2.
предприятию
начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.
справочникам находятся коэффициенты kиа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются
средние активная Рср и реактивная Qср нагрузки. Затем с использованием значений nэ и kиа по таблицам находится коэффициент
максимума kра, и определяются расчетные активная Рр
и реактивная Qр нагрузки.
осветительная нагрузка Рр.осв цеха вычисляется по выражению (1.18) с
учетом площади производственной поверхности пола Fц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной
осветительной нагрузки Руд.осв и коэффициента спроса на освещение Кс.осв.
= Кс.осв∙ Руд.осв ∙ Fц . (1.18)
суммирования нагрузок Рр и Рр.осв с учетом нагрузки Qр вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка
цеха Sр.
нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 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.
вычисляются коэффициенты kиа, tgφ и соsφ
по формулам (1.19), (1.20), (1.21). Приведенное число электроприемников по (1.6)
или (1.7) и находится коэффициент максимума kра для электроприемников напряжением до 1000 В.
расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и
низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ».
Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», 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.
указаниям литературы, был произведен расчет электрических нагрузок по
предприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.3.
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.
нагрузок предприятия
нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей,
центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей
пропорциональны расчетным активным нагрузкам. каждая окружность делится на
секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам низковольтных,
высоковольтных и осветительных электроприёмников. При этом радиус окружности и
углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:
цеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;
площадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.
мощность одного цеха;
секторов для каждого цеха определяются по формулам:
(1.24)
электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления
электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого
находятся по выражениям:
= ; уо = ,
(1.25)
предоставлен в таблице 1.4.
1.4 – Расчёт картограммы нагрузок
трансформаторных подстанций предприятия
трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их
категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они
размещены и т.п. 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 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора
цеховой ТП и σ.
цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:
единичной мощности трансформатора;
общего числа трансформаторов (оптимального);
числа трансформаторов на каждой подстанции;
местоположения.
число трансформаторов в цехе:
доп – коэффициент загрузки – допустимый.
значения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:
доп = 0,65…0,7 – I
категория
доп = 0,8…0,85 – II
категория (при наличие складского резерва трансформаторов)
доп = 0,93…0,95 – III
категория
число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов,
требуемых по условиям надежности.
величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные
трансформаторы:
доп – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в
нормальном режиме;
трансформаторов цеховой ТП;
скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне
низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять
должны устанавливаться на ТП обязательно.
загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут
соответственно:
норм = ; Кз п/ав = , (2.6)
ТП;
приходящаяся на один трансформатор ТП.
мощности в трансформаторах:
= N×(ΔРхх + ·ΔРкз), (2.7)
норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;
– потери холостого хода в трансформаторе;
– потери короткого замыкания.
реактивной мощности в трансформаторах:
трансформатора.
расчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 2.2.
трансформаторов ГПП предприятия
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.
электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие
технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти
величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной
формуле Стилла:
(3.1)
стороне низшего напряжения, кВт.
предприятия:
+ ∆РmΣ) + Рр.о
, (3.2)
расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;
в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;
освещения цехов и территории, кВт.
формулу (3.1) найдем рациональное напряжение:
внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.
предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:
внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35 = 0,27;tgφ110 = 0,31);
3.1.
ГПП.
выбирается исходя из соотношения:
устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при
достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции.
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен
превышать 0,7.
предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2
соответственно.
схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.
кВ
трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Рхх =
25 кВт, Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,42%, Uк =10,5%. потери мощности в трансформаторах находим по
формулам: (2.7) и (2.8).
= 90,10 кВт.
трансформаторах:
Тг + ∙∆Ркз∙τ),
(4.1)
годовое число часов работы предприятия;
максимальных потерь, определяется из соотношения:
использования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 3770
часов (Л1. Таблица 24-23).
∙8760 + 0,422∙115∙2199) = 526,174∙103
кВт∙ч
районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. нагрузка
в начале линии:
ток одной цепи линии:
послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
стандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=610А, r0=0,122 Ом/км, х0=0,372
Ом/км. выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не
проверяется.
провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А
активной энергии в проводах линии за 1 год:
= 2·(3·1762·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·103 кВт·ч.
токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и
на вводах ГПП.
схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке
4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого
замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sк = 650 MBA.
Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.
сопротивление системы в относительных единицах:
= ; (4.7)
= о.е.
воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:
= ; (4.8)
= о.е.
4.1 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XСΣ = 1,52 о.е.). ток короткого
замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в
течение всего процесса замыкания):
ток короткого замыкания:
=1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы
и на вводе главную понизительную подстанцию.
приводом) выключателя.
составляющая:
— постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок
напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
= Iпо2 ( t0 + Ta );
(4.13)
= 10,142 ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА2 ∙ с.
ток короткого замыкания в точке К-2:
= =1,54+0,54 = 2,08 о.е.
выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый
= Iпо2 ( t0 + Ta );
= 10,14 2 ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА2 ∙ с.
типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.
4.1 — Паспортные данные выключателя и разъединителя.
трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5.
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Рхх =
25 кВт, Ркз = 120 кВт, Iхх = 0,65%, Uк =10,5%. потери мощности в трансформаторах по (2.7) и
(2.8):
= 92,53 кВт,
квар.
трансформаторах по (4.1):
+ 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.
районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 –
4.6).
ток одной цепи линии:
послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416
Ом/км. выбранный провод проходит по условию коронирования.
провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А
активной энергии в проводах линии за 1 год:
= 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.
токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и
на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). исходная схема и схема замещения для
расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры
схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции
энергосистемы Sс = 5000 MBA.
Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.
4.2 — Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания
110 кВ.
сопротивление системы в относительных единицах:
воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:
ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). ток короткого замыкания
в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего
процесса замыкания):
ток короткого замыкания:
=1,72- ударный коэффициент.
коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы
и на вводе главную понизительную подстанцию.
установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый
составляющая:
— постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок
напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
короткого замыкания:
= 25,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 ∙ с.
ток короткого замыкания в точке К-2:
= Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,
ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.
короткого замыкания:
= 19,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 ∙ с.
типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.
4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.
перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового
трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн
= 400 А, tтер = 119 кА2с).
ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего
электроснабжения
коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы,
воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной
подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен,
отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.
потерь электроэнергии.
электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь
электроэнергии по двухставочному тарифу:
+ ∆Ал)∙С0 , (4.16)
стоимость потерь электроэнергии;
таблицы 4.3 и 4.4.
4.3- Технико — экономическое сравнение —
35 кВ
показателей
что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ.
Выбор величины напряжения и схемы
внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий
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.
«инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий.
СН 174-75 (Л3), принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия
на напряжение 10 кВ.
электроснабжения предприятия
распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной
подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем
магистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группы
технологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три и
радиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источника
питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно
выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок. Питание нагрузки ниже 1
кВ выполняется радиально. Электрическая схема представлена на чертеже 2.
сети
распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их
размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических,
транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.
прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ,
применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель
марки ААШв. Так же единожды прокладываем кабель
в лотках, марка кабеля ААШв.
кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока, и
проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом
условий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения в
послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. например, при питании
двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на
один трансформатор. Для магистральной линии мощность Sр.к должна определяться для каждого участка путем суммирования
расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному
участку магистральной линии.
кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:
кабеля и продолжительности максимальной нагрузки. jэ = 1,4 А/мм2
результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное
сечение по отношению к экономически целесообразному. В
разделе «Расчет токов короткого замыкания» по результатам расчета были приняты
минимальные сечения кабелей. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям
нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади
термически устойчивого сечения Fтс, то сечение такого кабеля
увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к Fтс. Расчетные данные сведем в таблицу
5.1
5.1 – Проверка кабелей на термическую стойкость
ток кабеля с учетом условий его прокладки:
– поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей;
температуру среды, в которой прокладывается кабель;
перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:
– коэффициент перегрузки.
напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
Qp — расчетная активная и реактивная
нагрузки.
сопротивление кабеля, Ом/км.
расчётов приведены в таблице 5.2.
короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную понизительную
подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому
допускается принимать периодическую составляющую тока К.З. от энергосистемы
неизменной во времени: Iк = In.o = In.t.
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 6.1.
6.1 — Электрическая схема для расчета токов к.з.
электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов К.З. в следующих
точках:
– в схеме внешнего электроснабжения;
распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;
электрической сети напряжением 0,4 кВ.
токов К.З. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое
обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».
точке К1:
точке К2:
токов к.з. в точке К-3.
трансформатора главной понизительной подстанции:
кабельных линий находим по формуле:
= ; (6.1)
СД определяется по формуле:
проведу распределение Хн.тр по лучам схемы:
6.2 — Электрическая схема замещения
Хс+Хкл+Хв.тр = 0,2 + 0,06 + 0,53 = 0,79 о.е,
Хсд + Хкл +Хн.тр= 30+0,11+7,35=37,546 о.е,
сопротивление со стороны ЭС и СД:
базисный ток:
лучам:
периодическая составляющая тока к моменту t=0 будет
постоянной в течение всего процесса замыкания.
результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
точке К4
к.з. в установках до 1000 В производится в именованных единицах, при этом
сопротивления всех элементов, входящих в схему замещения, ввиду малости их
величин выражают в миллиомах (мОм).
сопротивление системы до цехового трансформатора принимаем равным нулю.
замыкания в точке К-4 (периодическая составляющая принимается постоянной в
течение всего процесса замыкания) определим по формуле:
ступени.
реактивное сопротивления короткозамкнутой цепи в состав которых входят:
и хт сопротивления трансформатора TM-1000; rт=1,9 мОм, хт=8,6 мОм (JI2, Таблица 2.50)
и ха сопротивления токовых катушек расцепителей автоматического
выключателя ВА 53-39 при Iном=2500
А; га=0,13 мОм, ха=0,07 мОм (Л2, Таблица 2.54)
+ 0,07 = 8,67 мОм.
все найденные значения в формулу:
ударный ток и наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-4, где Ку =1,6-
ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
результаты расчетов приведены в таблице 6.1.
6.1 — Мощность и токи коротких замыканий
точки, кВ
MBA
Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия
нужд главной понизительной подстанции
собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем
охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной
аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация,
система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН
невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание
от понижающих трансформаторов.
2 трансформатора собственныъх нужд мощностью:
к установке ТМ-160/10, который присоединяется к шинам 10 кВ через
предохранители, так как Sтсн
< 200 кВА.
предохранителя:
предохранитель типа: ПКТ-101-20-31,5У3
устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей,
трансформаторов тока и напряжения.
выключатели серии VF
разъединитель штепсельный РВР-10
трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10
трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08
трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.
на вводе в комплектные распределительные устройства а также секционного
выключателя.
ток силового трансформатора:
(послеаварийный) ток силового трансформатора:
7.1 — Проверка выключателей 10 кВ
выключателей отходящих линий принимаем выключатели этого же типа.
в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции.
7.2 — Выбор трансформаторов тока
нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивной
энергии.
7.1 -Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.
ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными
данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного
трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 7.3.
7.3 — нагрузка трансформаторов тока
7.3 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы А, тогда общее
сопротивление приборов:
сопротивление проводов:
0,53 Ом.
жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит ,
тогда сечение соединительных проводов:
устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых
проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной
подстанции, представленной на рисунке 7.2.
7.2 — Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ
ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными
данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного
трансформатора тока. Данные приведены в таблице 7.4.
7.4 — нагрузка трансформаторов тока
7.4 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока А и В, тогда общее сопротивление
приборов:
сопротивление проводов:
− rконт,
0,73 Ом.
кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = , тогда сечение соединительных
проводов:
устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых
проводов 4 мм2, поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм2.
устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции.
Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: Uном = 10 кВ, S2ном = 3×150 = 450 ВА, работающий в классе точности 1. К
нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет
вторичной нагрузки приведен в таблице 7.5.
7.5 — Нагрузка трансформаторов напряжения
нагрузка трансформатора напряжения:
150<450 , S2 < S2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном
классе точности.
соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель
АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию механической прочности.
Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель
типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.
трансформатора с КРУ — 10 кВ
может осуществляться гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым
комплектным токопроводом. Выбираем комплектный токопровод ТЗК-10-1600-51. Все
расчетные и каталожные данные приведены в таблице 7.6.
изоляторов не производим, т.к. они комплектны с токопроводом.
схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также
соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 7.7.
7.7 — Выключатели 10 кВ
и каталожные данные на выключатель приведены в таблице 7.8.
7.8 -Проверка выключателей на отходящих линиях 10 кВ
стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-630 и КТП-1000
комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом со
встроенными предохранителями ПК. Результаты выбора сводены в таблицу 7.9.
7.9 — Выключатели нагрузки и предохранители
величине тока короткого замыкания в точке К-4 производится выбор только вводных
выключателей, установленных на стороне низшего напряжения.
низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические
выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к
установке распределительное устройство КТП общепромышленные (собственных нужд),
представляющее собой трансформаторные подстанции внутренней (У3) установки c
автоматическими выключателями серии «Электрон», предназначенные для
приема электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 гц,
напряжением 10 кВ, преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ и ее
распределения.
оборудования низковольтных распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по
токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в
таблицу 7.10.
7.10 Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов
принципиальной схемы электроснабжения прессового
цеха
Выбор схемы питания 10 кВ
осуществляем от двух ячеек на разных секциях шин РП – 10кВ по двум кабельным
линиям (обусловлено требованиями надежности электроснабжения) по схеме блок
трансформатор – магистраль с выключателями нагрузки на вводе. Такая схема обладает простотой, достаточной
надежностью, позволяет быстро отключать трансформаторы и питающие линии. защита
питающих линий и трансформаторов от перегрузок и коротких замыканий
обеспечивается двухступенчатой релейной защитой на РП-30, а применение выключателей
нагрузки позволяет осуществить отключение трансформаторов при внутренних
повреждениях посредством газовой защиты.
Выбор схемы распределения электроэнергии
схема распределения электроэнергии. На ее выбор повлияли следующие факторы: 1.
Электроприемники расположены в цехе равномерно. 2. На машиностроительных
заводах рекомендуется применять магистральные схемы распределения
электроэнергии. Магистральную схему выполняем шинопроводами типа ШРА — 4,
которые подключаются к шинам КТП посредством кабелей проложенных в каналах в
полу или вдоль стен в монтажных лотках. Электроприемники запитываются
непосредственно от шинопровода через автоматические выключатели поставляемые
комплектно. Подключение выполнено проводом ПВ 3 в трубах в полу или кабелем ВВГ
в каналах пола. Схема представляет собой 4 магистрали, от которых запитываются
электроприемники. Группы мелких электроприемников подключаются к групповым
силовым распределительным пунктам ШР1 – ШР4 запитанным от шинопровода.
Размещение распределительных пунктов осуществляем исходя из минимальной длины
кабельных линий, удобства подключения и обслуживания в период эксплуатации, а
также возможности дальнейшего развития схемы. Сами распределительные пункты
подключаются к шинопроводам посредством кабеля. Питание освещения
осуществляется от 4 распределительных пунктов. Пункты подключены к шинам НН КТП
кабелем ВВГ проложенным в каналах пола и по кабельным конструкциям.
Расчет нагрузок по отдельным узлам схемы
схемы проводится аналогично расчету нагрузок
отделений цеха (смотри пункт 1.1). Группы
небольших по мощности силовых технологических приемников подключаем через силовые распределительные пункты ШР-1 – ШР-4.
Расчетную нагрузку каждого пункта определяем по
такой же методике, что и для участков цеха. Расчет сводим в таблицу 7.11.
технологические приемники подключаем к распределительным шинопроводам и
рассчитываем их расчетную нагрузку вышеизложенным методом.
присоединяются кабелем непосредственно к ячейкам РУНН КТП.
шинопроводы типа ШМА 4 — 1250 — 44 — 1У3 на 1250 А ( ТУ 36.18.29.01 — 22 — 88 )
распределительные шинопроводы ШРА 4 — 250 — 32 — 1У3 и шкафы распределительные
марки: ШР 11 Шкаф рассчитан на номинальные токи до 400 А и номинальное
напряжение до 380 В с глухозаземленной нейтралью трехфазного переменного тока
частотой 50 Гц и с защитой отходящих линий предохранителями НПН2-60 (до 63А),
ПН2-100 (до 100 А), ПН2-250 (до 250 А), ПН2-400 (до 400А).
Распределительное устройство 10 кВ ГПП имеет четыре системы сборных шин. К
секции СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП и
высоковольтных РП. На рисунке 8.1 приведена схема замещения СЭС для расчета компенсации
реактивной мощности. В таблице 8.1 приведены исходные данные для схемы
электроснабжения, показанной на рисунке 8.1. здесь обозначено: Sнтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и Qтi – 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.
трансформатора определяем по формуле:
кабельной линии определим по формуле:
· l, (8.2)
расчётов приведены в таблице 8.1.
8.1 — Схема замещения СЭС
8.1 – Расчёт сопротивлений
синхронных двигателей приведены в таблице 8.2.
8.2 — параметры синхронных двигателей
реактивная мощность СД:
СД по реактивной мощности, зависящий от загрузки βсдi по активной мощности и номинального
коэффициента мощности соsφнi.
что все синхронные двигатели имеют βсд = 0,9, тогда αм
= 0,58.
расчета приведены в таблице 8.2.
затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками.
удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности
производим по формуле:
затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия
потерь активной мощности:
руб/кВт;
электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);
год; β= 0,941 руб/кВ∙ч
= 0,93 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Рэ в
момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рм
активной мощности предприятия;
максимальных потерь, ч.
= 1,02×(2165,76×0,93 + 1,04×2198,77) = 4205,69 руб/кВт.
определение затрат на генерацию реактивной мощности:
низковольтных БК (0,4 кВ)
= Е·КБКН + С0·ΔРБКН , (8.5)
= 0,223·360000+4205,69·4 = 93502,78 руб/Мвар
высоковольтных БК (10 кВ)
= З10 = Е∙КБКВ∙ Кпр.ц +
С0∙ΔРБКв , (8.6)
= 0,213·180000+4205,69·4 = 46751,39 руб/Мвар
синхронных двигателей
расчета затрат для СД приведены в таблице 8.3.
8.3 – Расчёт затрат для СД
эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП, подключенных к 1-ой
секции СШ ГПП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой
низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих
ТП.
сопротивления для СД:
расчётов приведены в таблице 8.4.
8.4 – Выбор конденсаторных установок
У3
У3
У3 УК1(2)-0,4-37,5 У3
У3
У3
У3 УК2-0,4-66,7 У3
У3
сопротивления для ТП 1-4,5,6, питающихся по радиальной линии (рисунок 8.2, а),
определим по формуле:
(8.9)
питающихся по магистральной линии ТП 7,8, введем обозначения:
= Rл2 ;
= Rтр2 ;
проводимость точки 1 схемы (рисунок 8.2,б) определяется по формуле:
полученного, эквивалентные сопротивления присоединений указанных ТП
определяются по формулам:
эквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 8.4.
реактивной мощности источников, подключенных к 1-ой секции СШ 10 кВ ГПП.
оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяем
в предположении, что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК (при этом
коэффициент Лагранжа λ = З10):
+ ΔQтi +,
(8.13)
1000/=1000/10 = 10 кВ-2
расчета мощностей Qсi низковольтных БК сводим в таблицу
8.4.
мощности СД:
расчётов приведены в таблице 8.3.
мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия
баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:
, (8.15)
МВар,
все найденные значения в формулу (8.14):
Мвар > 0
реактивной мощностей на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанции
проверятся как равенство генерируемых Qг и
потребленных Qр реактивных мощностей:
МВар,
составляет 0,73%
величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем
расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной
подстанции:
реактивной мощности:
соединение тр-ров тока в полную звезду Сердечник типа «Р»
устанавливаются следующие виды защит:
замыканий в обмотке статора;
землю;
релейной защиты, автоматики, а также управления и сигнализации применяю
устройство микропроцессорной защиты «Сириус-21-Д»
комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики.
микропроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного
монтажа обеспечивает высокую надежность, большую вычислительную мощность и
быстродействие, а также высокую точность измерения технических величин и
временных интервалов, что позволяет снизить ступени селективности и повысить
ступени терминала.
от многофазных и витковых замыканий в обмотке статора (первая ступень МТЗ)
происходят довольно редко, и как правило, являются результатом развития
замыкания на корпус, из-за местных перегревов изоляции, дефектов активной стали
статора. Двойные замыкания возникают при уже имеющимся замыкании на землю в
сети, при этом второй пробой чаще всего происходит в коробке выводов или на
первых витках обмотки. Многофазные короткие замыкания могут быть на выводах
обмотки статора или внутри электродвигателя. Опасность внутренних повреждений
заключается в том, что токи, протекающие в месте повреждения, могут многократно
превышать токи в обмотке статора при повреждении на линейных выводах. Мощная
дуга, возникающая в месте КЗ, приводит к пожару в электродвигателе, уничтожающему
значительную часть обмотки. Многофазные КЗ, происходящие в близи линейных
выводов статорной обмотки, вызывают резкое снижение напряжения на зажимах всех
электродвигателей, питающихся от тех же шин, и могут вызвать значительные
динамические воздействия на обмотки статоров неповрежденных электрических
машин.
достаточно сложно, т.к. внутри машины образуются несколько контуров,
электрически и магнитно-связанных друг с другом. По этому в условиях
эксплуатации чувствительность защит от многофазных КЗ определяется при
повреждениях на линейных выводах электродвигателя и должна быть, как для
основной защиты, больше 2,0 при минимально возможном токе двухфазного КЗ.
электродвигателей от многофазных КЗ в случаях, когда не применяются
предохранители, должна предусматриваться токовая отсечка без выдержки времени,
отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле
прямого или косвенного действия, выполненная: для электродвигателей мощностью
менее 2000 кВт в виде одно-релейной отсечки, включенной на разность токов двух
от 2000 кВт до 5000 кВт в виде двух релейной отсечки при условии, что на этих
электродвигателях установлена защита от однофазных или двойных замыканий на
землю с действием на отключение.
землю или защиты от двойных замыканий на землю токовая отсечка выполняется трех
релейной с тремя трансформаторами тока.
кВт и более, а также для электродвигателей мощностью менее 5000 кВт, если
установка токовых отсечек не обеспечивает выполнения требуемой чувствительности
и выведены нулевые вывода, должна предусматривается продольная дифференциальная
токовая защита в двухфазном исполнении при наличии защиты от замыкания на землю
или в трехфазном исполнении с тремя ТТ при невозможности установки защиты от
замыкания на землю.
определяется при КЗ на линейных выводах электродвигателя и должна бить не менее
2,0 в минимальных условиях работы сети.
условию отстройки от максимального тока в режиме пуска электродвигателя при
номинальном напряжении сети
коэффициент отстройки, учитывающий погрешности ТТ и защиты;
схемы, для ТТ соединённых по схеме полной звезды;
тока, протекающего через ТТ защиты в режиме самозапуска.
выбрана в диапазоне от 2 до 200 А с дискретностью 0,01 А, то принимаем Iуст = 20,8 А.
коэффициенту чувствительности.
хода (вторая ступень МТЗ)
электродвигателей вызывает перегрев изоляции обмоток, сердечников статора и
ротора. увеличение температуры изоляции, т.е. уменьшение разницы между
фактической ее рабочей температурой и предельно допустимой, вызывает снижение
срока службы изоляции, а быстрый дополнительный нагрев обмоток может привести к
опасным деформациям.
кратковременные, когда температура обмотки не успевает достичь установившегося
значения, и длительные, когда температура обмотки достигает установившегося
значения, соответствующего величине перегрузочного тока.
длительный ток статора, соответствующий номинальной мощности.
перегруза устанавливается не на всех электродвигателях, а только на тех,
которые подвержены перегрузке по технологическим причинам и на двигателях с
тяжелыми условиями пуска и самозапуска (длительность прямого пуска
непосредственно от сети 20 сек. и более), перегрузка которых возможна при
чрезмерном увеличении длительности пускового периода вследствие понижения
напряжения в сети.
перегрузке по технологическим причинам, защита должна выполнятся с действием на
сигнал и автоматическую разгрузку, при невозможности разгрузки или отсутствии
дежурного персонала допускается действие защиты на отключение.
приводит к нарушению технологического процесса или имеют место тяжелые условия
пуска и самозапуска, то защита от перегрузки также действует на отключение.
сигнал, а с выдержкой времени на отключение ,так как сразу отключение
электродвигателя приводёт к нарушению технологического процесса,
перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока
электродвигателя:
отстройки, равен 1,05;
равный 0,95, для микропроцессорной защиты «Сириус21Д»;
электродвигателя.
мощность электродвигателей должна сохранятся при отклонении напряжения до ± 10%, т.е.
выбрана в диапазоне от 0.4 до 200 А с дискретностью 0,01 А, то принимаем Iуст = 1.4 А.
диапазоне от 0,1 до 100 с, дискретностью 0,01 с.
МТЗ-2 с действием на отключение и АГП:
выбирается из условия надежного несрабатывания защиты при пуске и самозапуске:
запаса, принимаемый равным 1,3;
не подлежащих самозапуску, или время самозапуска для двигателей, которые
участвуют в самозапуске;
момента запуска tс.з. = 13 сек
на отключение через 3 с
диапазоне от 0,1 до 100 с, дискретностью 0,01 с.
землю в обмотке статора
происходит из-за пробоя изоляции при перенапряжениях, связанных с операциями
включения и отключения электродвигателей или при замыканиях на землю в сети.
большинство повреждений изоляции обмотки статора приводит к замыканию фазы на
корпус и, как правило, через электрическую дугу.
электродвигателя тока замыкания на корпус определяют по объему повреждения
активной стали статора и возможности устранения его простыми средствами. В
мировой практике не существует единого мнения о конкретном значении опасного
тока замыкания. В россии считается опасным ток более 5 А, критерий который был
установлен еще в довоенные годы, хотя проведенные в последние десятилетия
исследования показали, что токи замыкания в 1-1,5 А могут привести к
значительным местным нагревом с последующим переходом однофазного замыкания в
витковое. В то же самое время было показано, что замыкания на корпус через дугу
с токами не превышающими 10А могут самоустранятся в течении первых 0,2 сек.
количество электродвигателей малой мощности, ПУЭ предлагает для электродвигателей
мощностью до 2000 кВт устанавливать защиту от однофазных замыканий на землю
только при токах замыкания 10 А и более при отсутствии компенсации, а при
наличии компенсации — если остаточный ток в нормальных условиях превышает это
значение.
2000 кВт защита от замыканий на землю должна предусматриваться при токах 5 А и
более.
замыкания на землю должен быть не более:
2000 кВт — 10А;
2000 кВт — 5А.
срабатывания, если это не усложняет выполнение защиты.
времени с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности и с
действием на отключение электродвигателя. В зону действия защиты должен входить
и питающий кабель.
не проверять. Если по условию отстройки от переходного режима потребуется
значительное загрубление защиты, то следует ввести в защиту выдержку времени,
но для обеспечения быстрого отключения двойного замыкания на землю необходимо
установить в цепи трансформатора тока нулевой последовательности дополнительное
токовое реле с первичным током срабатывания 50¸100 А.
защиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяется по
условию отстройки от броска собственного емкостного тока присоединения при
внешнем замыкании на землю:
отстройки равный 1,2;
учитывающий бросок собственного емкостного тока присоединения в начальный
момент внешнего замыкания на землю. кб = 2 ¸ 3.
электродвигателя;
кабельной линии, входящей в зону защиты.
электродвигателя, Ф;
сети, В.
электродвигателя можно рассчитать по формуле:
электродвигателя, МВА;
электродвигателя, кВ.
кВ:
0,72 мА.
0,20472 А;
нулевой последовательности зависит от величины вторичной нагрузки и от числа
трансформаторов тока, подключенных к реле, поэтому коэффициент трансформации
таких трансформаторов не является постоянным.
минимальное тока нулевой последовательности типа ТЗЛ.
чувствительность земляной защиты не рассчитывается
земляной защиты для отстройки от переходных процессов. tс.з = 0,5 сек. Защита работает на отключение с выдержкой времени
0,5 сек.
срабатывания реле установить возможно так как защита работает с выдержкой времени t = 5 секунд
0,01 с.
является общей для всех электродвигателей секции и устанавливается в релейном
отсеке КРУ трансформатора напряжения. защита имеет три ступени по напряжению и
выдержкам времени.
неответственные электродвигатели для обеспечения самозапуска электродвигателей
ответственных механизмов. Уставки срабатывания этой ступени выбираются равными
70% номинального напряжения и выдержкой времени 0,5 ¸ 1,0 сек.
отключения ответственных электродвигателей при длительном отсутствии напряжения
для обеспечения условий безопасности и в случаях, когда самозапуск механизмов
после останова недопустим по условиям технологического процесса. кроме этого,
вторая ступень может быть использована для обеспечения надежного пуска АВР
электродвигателей взаиморезервируемых механизмов и для последовательного пуска
ответственных механизмов, если одновременный пуск не может быть осуществлен.
Уставки срабатывания второй ступени выбираются равной 50% номинального
напряжения и выдержкой времени 3 ¸ 9,0 сек.
от первой и второй ступеней защиты минимального напряжения, должен быть
утвержден главным инженером предприятия.
органом АВР с напряжением срабатывания равным 25% номинального напряжения и
выдержкой времени, равной времени срабатывания защиты питающего секцию ввода.
напряжения.
[п.п.5.352; 5.3.53].
срабатывания II ступени отстраивается от напряжения
самозапуска электродвигателей.
напряжению срабатывания I
ступени;
отстройки, равный 1,2;
равный 1,06.
срабатывания реле установить возможно так как это значение может быть выбрано в
диапазоне от 5 до 99,9 В,
уставок по времени срабатывания от 0,02 до 99,99 с, дискретностью 0,01 с.
происходит по второй ступени т.к. двигатель участвует в самозапуске (относится
к ответственным механизмам).
организационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающие
защиту людей от опасного воздействия электрического тока, электромагнитного
поля, электрической дуги и электростатических зарядов.
относятся:
безопасных методов работ;
электротехнического персонала;
правил техники безопасности (ПТБ)
электробезопасности относятся:
условий в рабочей зоне;
защиты;
электроинструмента, а также применение ограждений, блокировок коммутационных
аппаратов, спецодежды.
объект повышенной опасности поражения электрическим током, обслуживающего
персонала. Исходя из этого, на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны
труда и ПТБ.
подстанции
электрических нагрузок, ГПП нужно расположить в районе завода инженерных машин
( ЗИМ ). В соответствии с
автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов. расположение
ГПП так же выбрано с учетом розы ветров, согласно которой преимущественное
направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной
стороны по отношению к ГПП – 110.
частей:
ЗРУ-10 кВ.
установлены открыто. территория ГПП ограждена сплошным внешним забором высотой 1,8 м [Л6, 4.2 39]. металлические конструкции ОРУ-110 кВ, ЗРУ-10 кВ и трансформаторов, а также
подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от
коррозии – окрашены. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами
солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской [Л6, 4.2, 30]. Для
предотвращения растекания масла распространения пожара под трансформаторами предусмотрены
маслоприемники, закрытые металлической решеткой, поверх которой насыпан слой
чистого гравия толщиной 0,25 м [Л6, 4.2. 70]. Все токоведущие части, доступные
случайному прикосновению, ограждены металлической сеткой с окном 2525 мм [Л6, 4.2. 26]; на всем
электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы, поясняющие
назначение электрооборудования, а также предупреждающие плакаты. Токоведущие
части окрашены в соответствии с [Л6, 1.1 29]
центральным проходом 2 м,
– 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку, так что доступны к
токоведущим частям, автоматически закрываются металлическими шторками при
выкате тележки.
которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [Л6, 4.2 92]. ЗРУ
выполнено без окон [Л6, 4.2. 94].
нужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры установлены на высоте 1,2 м и съемные. между дверью и барьером имеется промежуток шириной 0,5 м [Л6, 4.2 26].
защитные средства:
напряжение;
каждое напряжение;
двух пар;
пара;
0,4 кВ);
штук;
штук на напряжение;
условиям;
Переносные
плакаты и знаки безопасности;
Шланговый
противогаз – 2 шт.;
Защитные очки – 2
пары;
медицинская
аптечка.
С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110
и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при к.з. имеют
достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.
типа VF 12.12.20.
оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение.
при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены
маслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусе
трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным
насосным агрегатом.
трансформаторы выполнены из несгораемых материалов. Так же для предотвращения
растекания масла выполняется подсыпка гравия.
трансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
ключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 0,75 м и высоту 1,9 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещения
низшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота с
железными створками для перемещения через них габаритного оборудования
(например, ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом
помещения.
пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная с
пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ
(70º С). вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при
пожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).
имеются первичные средства пожаротушения:
шт.,
0,5 м);
ОУ-10 – 2 шт.;
нужд — огнетушители
принадлежностями и ящик
персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.038-82
ССБТ И-1.04.88 все коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими
ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими
ножами, что позволяет исключить неправильные действия электротехнического
персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когда
они были заземлены ножами.
установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющими
ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции
ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, который выполнен с
использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и
металлических угольников обрамления кабельных каналов. Контур заземления ЗРУ
соединен с заземляющим устройством ОРУ-110 кВ не менее, чем в двух точках. Для
устройства заземления ОРУ-110 кВ выполняется расчет.
заземлителей
И-1.08.87 заземление ОРУ-110 кВ выполняется из сетки выравнивающих полос [1] из
горизонтальных заземлителей – полос размером 40 4 мм.
форму, поэтому ее заменяют расчетной квадратной моделью со стороной , где S = 2830 = 840 м2 – площадь заземления. = =29 м – сторона квадрата расчетной модели.
= 464 м.
полосы продольной и поперечной:
Ом ∙ м,
коэффициент для климатической зоны [4, 8-2],
сопротивление суглинка (2 категория) [4, 8-1],
0.5 ∙ 0.04 = 0.02 м при b = 0.04 м – ширина полосы,
заземлителя из всех продольных полос:
коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
и имеем:
сетки:
= 464 м.
полосы продольной и поперечной:
Ом ∙ м,
коэффициент для климатической зоны [4, 8-2],
сопротивление суглинка (2 категория) [4, 8-1],
одной полосы,
заземлителя из всех продольных полос:
коэффициент использования полосы в групповом заземлителе.
и имеем:
сетки:
естественных заземлителей Rc = 1.72 Ом
толщиной 0,2 м по всей территории
заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения Uпр. доп = f (t),
прикосновения с учетом подсыпки
коэффициент напряжения прикосновения,
м – удельное сопротивление гравия.
однофазного к.з. на ОРУ:
max мм2,
для стали.
производится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения
3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой
последовательности типа ТЗЛ, установленные в ячейках КРУ.В электрических сетях
напряжением 10кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общая
неселективная сигнализация ОЗЗ, которая состоит из реле максимального
напряжения KU ,подключенного ко вторичной обмотке
трехфазного трансформатора напряжения, соединенной по схеме «открытого
треугольника».Реле имеет уставку по напряжению обычно принимаемую равной 0,3*Uф. В нормальном режиме работы
электрической сети напряжение нейтрали не превышает 15%Uф, чему соответствует напряжение на зажимах указанной
вторичной обмотки не более 15В. При возникновении ОЗЗ, напряжение на нейтрали
сети возрастает до фазного значения, а на зажимах вторичной обмотки – до 100В.
Реле срабатывает и включает информационную (световую или звуковую) сигнализацию
о появлении ОЗЗ в электрической сети. такой комплект сигнализации является
общим для одной секции сборных шин.
на шинах 10кВ.
применяются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ,
установленные в КРУ на каждой отходящей линии.
для определения однофазных замыканий на землю присоединений представлена на
рис. 10.2
отходящих присоединений.
однофазного замыкания на землю в сети 10 кВ и решить вопрос о необходимости его
компенсации.
напряжении 10кВ, А/км;
предприятия состоит из следующих кабельных линий:
составляет 0,9 А/км, для 95 мм2 составляет 1 А/км, для 240 мм2
– 1,6 А/км.
соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий
и сооружений» (СН-305-77 РД34.21.122-87).
среды, где грозовая деятельность до 40 часов в год. Устанавливаем 4
молниеотвода, два на порталах и два на здании ЗРУ
всей площади ОРУ является условие: D £ 8∙ha, где D – диагональ четырехугольника, в
вершинах которого расположены молниеотводы:D=65м.
высоте hx = 11.35м.
ГПП предусмотрено рабочее и аварийное. Территория ГПП освещается прожекторами,
питающимися от сети переменного тока напряжением 220В.
прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами, установленными
ПУЭ.
освещенности за счет отраженного светового потока;
светильников.
мощности W=1 Вт/м^2:
типа РКУО3 – 500 – 001 – УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт каждая, которые
установлены на противоположных сторонах ОРУ ГПП.
ламп накаливания 12В.
типа ЛСПО2 (люминесцентные лампы, подвесные, для промышленных и
производственных зданий).
Расчет и выбор осветительного
оборудования прессового цеха
чистое помещение. Этот участок прессово-сварочного завода входит в состав
объединения в качестве основного производства. Основную нагрузку прессового и
заготовительного отделений составляют асинхронные электродвигатели приводов
металлообрабатывающего оборудования (пресса, гильотинные ножницы) и подающих
рольгангов. используются двигатели различных моделей мощностью от 0.2 до200кВт.
производится с помощью светильников типа РСП-10В-1000 – подвесных для
производственных помещений, с лампами ДРЛ 1000, имеющими большой срок службы и
высокую светоотдачу.
помещениям, где требуется точная обработка производимых изделий. Зрительная
работа высокой точности. Коэффициент отражения стен, потолка, и рабочей
поверхности соответственно равны:
30% .
Выбор нормируемой освещённости. Выбор коэффициента запаса. Выбор типа
светильников
принимаем общее равномерное освещение, для всех помещений принимаем рабочее и
дежурное освещение.
различия, фона и контраста с ним, вида и системы освещения, типа источников
света.
рабочих поверхностей помещения Ен = 300 лк.
для компенсации уменьшения светового потока источников света в процессе
эксплуатации. условий среды в освещаемом помещении и типа применяемых источников
света. Принимаем коэффициент запаса Кз = 1,4/2 для помещений с
дугоразрядными лампами (Л11).
помещения 15м, а с увеличением высоты повышается относительная экономичность
этих ламп и уменьшается их вредное влияние. Указанные лампы выбираются также за
их высокую светоотдачу (до 55 Лм/Вт), большой срок службы (10000 ч) по
сравнению с лампами накаливания. Лампа компактна, не критична к условиям среды,
имеет хорошую стабильность светового потока при длительной работе. недостатки:
искажение светоотдачи, возможность работы на переменном токе, длительное
включение лампы, большая пульсация светового потока. В данном случае этими
недостатками можно пренебречь, т.к. производится работа без выраженной цветности,
и отсутствуют специальные требования к качеству освещения. Для уменьшения Для
освещения всех помещений принимаем общее равномерное освещение, для всех
помещений принимаем рабочее и дежурное освещение.
ним, вида и системы освещения, типа источников света.
рабочих пульсации светового потока до 10 и, тем самым, устранения
стробоскопического эффекта, применяется включение ламп в разные фазы трехфазной
электрической сети.
поэтому тип светильников выбирается только по осветительным характеристикам.
Выбираются светильники типа РСП-10В-1000, где Р – для ртутных ламп, С –
подвесной, П – для производственных помещений, 10 – номер серии, г – глубокая
кривая силы света. Данный тип светильника обеспечивает при данных размерах
участка необходимый коэффициент пульсации светового потока и равномерное
освещение всего помещения в целом, а также устраняется слепящее действие.
Оптимальное расстояние между светильниками и высотой подвеса при глубокой
кривой силы света светильника составит l
= 0,9 ¸ 1,0. Технические данные
светильника сведены в таблицу 12.1.
светильника
нормируемой освещенности
используется три вида освещения:
смешанное освещение, состоящее из естественного и искусственного освещения.
следующие виды:
обеспечивает надлежащие условия видения, при нормальной работе осветительной
установки, и аварийное.
светильников в производственном помещении имеются две системы освещения:
экономичнее, но в гигиеническом отношении система общего освещения совершеннее
тем, что позволяет создать более благоприятное распределение яркости в поле
зрения. Комбинированное освещение применяют в основном при высокой точности
зрительных работ, что характерно для станочных работ.
затраты на оборудование осветительной установки, при комбинированном освещении
установленная мощность его меньше, что дает снижение эксплутационных расходов.
освещение. А поскольку местное освещение поставляется комплектно со станком, то
рассчитываем только общее равномерное в системе комбинированного освещения.
освещенность – номинальная допустимая освещенность в наихудших точках рабочей
поверхности перед очередной чисткой светильников. Значение этой освещенности
устанавливают в зависимости от характера зрительной работы, размеров объекта,
фона и контраста объекта,
освещения, типа источника света.
запаса – отношение светового потока нового светильника с новой лампой к
световому потоку этого же светильника в конце срока службы перед очередной
чисткой светильника Кзап =1,4/2.
определяется по формуле
светильника, м;
рядами:
светильниками и высотой подвеса при глубокой кривой силы света светильника;
светильников, м.
формуле
колонн.
помещении:
светильников, м.
потока с учетом коэффициентов отражения, типа светильника и индекса помещения
[Л11]:
поток:
принимается Z = 1,15 [Л11];
светового потока.
может отличаться от расчетного на 10-20%.выбираем лампу ДРЛ-1000. Данные лампы
заносим в таблицу 11.2.
стандартным световыми потоками:
световой поток, Лм;
отличаться от нормируемой на 10–20%. Условие выполняется, значит, выбранная в
результате расчета лампа ДРЛ 1000 обеспечит требуемую норму освещенности.
∙ 1 = 40 кВт.
из условий нагрева:
пускорегулирующей аппаратуре;
мощности, для светильника с лампой ДРЛ равняется — 0,85.
мм2:
типа АЕ.
освещения
– Электрическая схема щитка осветительного ОЩВ – 6
предназначается для безопасной эвакуации людей из помещений и возможности
ориентировки людей в помещениях пря аварийном отключении рабочего освещения.
Эвакуационное освещение следует предусматривать в местах, опасных для прохода
людей, в проходных помещениях и на лестницах, служащих для эвакуации людей при
числе эвакуируемых более 50 чел.; по основным проходам производственных
помещений, в которых работает более 50 чел.; в производственных помещениях с
постоянно работающими в них людьми, независимо от их числа, где выход людей из
помещения при аварийном отключении рабочего освещения связан с опасностью
травматизма из-за продолжения работы производственного оборудования; в
производственных помещениях без естественного света.
светильников аварийного освещения производится в соответствии с нормами,
установленными ПУЭ.
светильников:
аварийного освещения 8 светильников рабочего освещения подключенных от второго
трансформатора.
представлена на плакате 7.
и построение сетевого графика
изображение дипломного проекта, в котором отдельные работы по выполнению
проекта изображаются стрелками. Для построения сетевого графика необходимо
составить комплекс работ и упорядочить их в логической последовательности с
выделением отдельных групп работ, которые могут и должны выполнятся
параллельно.
это событие и работа. Действительная работа- это протяженный во времени
процесс, требующий затрат различных ресурсов. Работа изображается стрелкой.
Начало и конец стрелки обозначают начало и конец работы соответственно.
Событие- это момент завершения какого-либо процесса. Событие изображается
кружком (рис. 12.1), в котором размещаются номера события j, ранний и поздний сроки его свершения и резерв времени .
работ сетевого графика
на выполнение операции, называется плановой длительностью , или ожидаемая продолжительность работы:
соответственно минимальная и максимальная длительность работы, дн.
двухоценочной методике рассчитывается по формуле:
вероятностные характеристики работ сетевого графика представлены в таблице 12.1.
параметры и вероятностные характеристики работ сетевого графика
работы
начального события:
сроком свершения ее конечного события и ожидаемой продолжительностью работы:
свершения ее начального события и ожидаемой продолжительностью работы:
свершения ее конечного события:
частный резерв
времени первого рода:
продолжительность отрезков максимального пути, проходящего через данную работу,
не совпадающих с критическим путем;
продолжительность отрезков критического пути, не совпадающего с максимальным
путем, проходящим через данную работу.
таблице 12.2.
таблице 12.3.
проведение научно-исследовательских работ (НИР) по проекту.
работников по результатам по результатам оплаты труда на предприятии в период
прохождения преддипломной практики. Для руководителей руб.,
для инженеров руб., для лаборантов руб.
категорий к инженерной путем деления окладов работающих к инженерному:
руководителей, инженеров и лаборантов, занятых в работе ij.
работы ij , дн.
руб/инж.-дн;
проведение НИР, руб/инж.-дн.
инженера, руб.;
инженера, руб.;
месяце.
работы на среднедневную стоимость инженеро-дня:
следующих составляющих:
расчёту составляют 16967 тыс. руб.
(шкафа) с элегазовым выключателем;;
спроектированную линию и подстанцию:
. месяц;
кВт.
затрат на сооружение новых объектов (подстанции и линии) к доходу от данных
объектов за год:
года для энергетики, поэтому есть смысл вводить новые объекты в эксплуатацию.
оборудования для группы
цехов «Челябинского
тракторного завода – Уралтрак» выполнен на основании руководящих указаний по
проектированию СЭС и с соблюдением всех нормативных норм и правил. Результаты,
полученные в ходе работы, полностью удовлетворяют требования ПУЭ, ПТБ, ПЭЭП и
других документов. Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время
важное практическое значение. Все решения, принимаемые в работе имеют за собой
сравнительный анализ и экономически наиболее выгодны. Разделы по безопасности
жизнедеятельности и экономике содержат всю необходимую информацию и расчеты для
спроектированной СЭС.
Правила
устройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополнительное, с
изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 1998 г.
Справочник по
проектированию электроснабжения. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат,
1990 – 576 с.
Федоров А.А.,
Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по
электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. Пособие для вузов. – М.:
Энергоатомиздат, 1987. – 368с.: ил.
Федоров А.А.,
Каменева В.В. основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для
вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472 с., ил.
Князевский Б.А.,
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. Для студ. Вузов по
спец. «Электропривод и автоматизация промышленных установок» — 3-е изд.,
перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1986. – 400 с., ил.
Справочная книга
для проектирования электрического освещения /Под ред. Г.М. Кнорринга. – Л.:
Энергия,1986.
Хохлов Ю.И.
компенсированные выпрямители с фильтрацией в коммутирующие конденсаторы
нечетнократных гармоник токов преобразовательных блоков. – Челябинск: ЧГТУ,
1995. – 355 с.
Справочник по
проектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г.
Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991.- 464 с.: ил.
Справочник.
Заземляющие устройства электроустановок. – М.: ЗАО «Энергосервис», 1998. – 376
с.
электрических подстанций оперативным персоналом. – М.: Энергоатомиздат, 1990. –
304 с.: ил.
продукцию. – С-Петербург : ЗАО «Электротехнические машины», 2000 г.
электротехнике и электрооборудованию: Учеб. Пособие для вузов. – 2-е изд., доп.
– М.: Высшая школа, 2000. – 255 с., ил.
– 2-е изд., перераб. и доп. – М.: ИП РадиоСофт, 2001. – 512 с. : ил.
Производственный Менеджмент в энергетике предприятия: Учебное пособие. –
Челябинск: ЮурГУ, 1998. – 70 с.
Организация, планирование и управление промышленной энергетикой: Учебник для
вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 240 с.: ил.
Учебная работа. Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов "Челябинского тракторного завода – Уралтрак"