Учебная работа. Расчет и исследование системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Расчет и исследование системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

РЕФЕРАТ

123 с., 1 рис., 18 табл., 25 источников

ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, электрические
НАГРУЗКИ ЗАВОДА, ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, ДИЗЕЛЬНЫЙ генератор, ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Объектом исследования является
деревоперерабатывающий завод п. Березовый.

Цель работы — проектирование системы
электроснабжения деревоперерабатывающего завода п. Березовый и разработка
мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей завода.

Расчеты и анализ выполнены по методикам,
изложенным в учебной и справочной, нормативной и научно-технической литературе.

В результате произведен расчет электрических
нагрузок завода, выбрано необходимое силовое оборудование и трансформаторы,
произведен расчет устройств молниезащиты и заземления, в качестве мероприятий
по повышению надежности предложено использование дизельного генератора как
резервного источника питания, а так же замена воздушной линии электропередач 10
кВ с использованием защищенных проводов марки СИП-3 и железобетонных опор.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. исходные ДАННЫЕ

. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
ЗАВОДА

.1 Определение расчетной мощности
технологического оборудования

.2 Определение расчетной мощности
оборудования котельной

.3 Определение расчетной мощности
осветительного оборудования

.4 Определение суммарной расчетной
нагрузки на комплектную трансформаторную подстанцию

. РАЗРАБОТКА ТРАНСФОРМАТОРНОЙ
ПОДСТАНЦИИ

.1 Выбор числа и мощности
трансформаторов на подстанции

.2 наружной установки

. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРЕДПРИЯТИЯ И РАСЧЕТ СЕТИ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

.1 Расчет сети низшего напряжения
(расчет сечений проводников по нагреву и потере напряжения)

.2 Расчет токов короткого замыкания
в сети низшего напряжения и выбор коммутационной аппаратуры

. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

.1 Выбор режима нейтрали

.2 Расчет заземляющего устройства

. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ

. МЕРОПРИЯТИЯ ПО повышению
НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

.1 Выбор резервного источника
питания

.2 Замена воздушной линии
электропередачи 10 кВ с использованием защищенных проводов и железобетонных
опор

. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩИХ РАСХОДОВ НА
СОДЕРЖАНИЕ системы ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

.1 Определение текущих расходов при
эксплуатации проектируемых объектов

.2 Определение фонда заработной
платы и контингента работников

.3 Расчет текущих материальных
затрат

.4 Определение амортизационных
отчислений

. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ
безопасности ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

.1 анализ вредных и опасных факторов
производства

.2 Общие положения по безопасности
при включении комплектной трансформаторной подстанции

.3 осмотр комплектной
трансформаторной подстанции

.4 Требования безопасности для
электромонтеров, обслуживающих комплектную трансформаторную подстанцию

.5 Оценка риска аварий на объектах
энергоснабжения

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ карта ДЛЯ
ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО МОНТАЖУ наружного И ВНУТРЕННЕГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

.1 Область применения

.2 Организация и технология
выполнения работ

.3 Требования к качеству и приемке
работ

.4 Защитные меры электробезопасности
и область их применения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика является базовой отраслью
российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией
внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей
экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и
надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую
безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического
развития.

В современном мире качественное и постоянное
электроснабжение жилых, общественных, промышленных и вспомогательных объектов —
является одним из наиболее важных факторов создания оптимальных условий для
общественной и производственной деятельности человека. Электроснабжение, как
ведущая отрасль энергетического комплекса, включает в себя ряд крупных и
трудоемких этапов производства, последующей передачи и сбыта электроэнергии
потребителю. Каждый из этих этапов претерпел существенную технологическую
модернизацию по сравнению с начальным периодом развития систем
электроснабжения.

Развитие энергетики в россии, модернизация
строительных технологий промышленного сектора, усиление сложившихся связей
между энергосистемами странами содружества в рамках этого комплекса в настоящее
время требует увеличения масштабов строительства электроэнергетических
объектов. На сегодняшний день можно со всей очевидностью констатировать ряд
положительных, прогрессивных изменений в области электроснабжения городов на
территории россии и модернизацию технологического оборудования и коммуникаций
энергосистем; построены и введены в эксплуатацию линии и подстанции напряжением
10-35 кВ и выше. таким образом, общая протяженность линий электропередач
высокого напряжения в городах России составляет около 1,2 млн. км; сооружено 30
тыс. трансформаторных подстанций таких классов напряжений, которые представляются
оптимальными для крупных городов и промышленных объектов.

Стратегия развития лесного комплекса российской
Федерации до 2020 года определяет приоритетные направления развития лесного
комплекса в части заготовки и переработки древесного сырья и пути их
реализации, служит основой для принятия решений по поддержке на государственном
уровне приоритетных инвестиционных проектов в области освоения лесов и развития
лесопереработки в регионах Российской Федерации.

Целевыми задачами строительства деревоперерабатывающего
завода являются:

организация переработки хвойного пиловочного
сырья (ель, лиственница) на пиломатериалы высшего качества;

успешная конкуренция с отечественными и
зарубежными производителями пиломатериалов на рынках японии, Китая, Кореи.

Для выполнения основной цели при размещении
предприятия на территории Хабаровского края, существуют очень важные условия и
предпосылки:

Хабаровский край имеет значительные запасы
древесного сырья, в том числе сырья хвойных пород;

предприятие размещается рядом с действующим
производством, имеющим инженерную инфраструктуру, позволяющую подключение
лесопильного производства к действующим источникам электроэнергии, воды и
систем очистных сооружений;

имеется реальная возможность обеспечения
предприятия рабочими и служащими из п. Березовый.

строительство и ввод в эксплуатацию
деревоперерабатывающего завода позволит создать новые рабочие места,
способствует развитию деревообрабатывающей промышленности на Дальнем Востоке, а
также принесет дополнительный доход в казну государства.

Целью данной работы является использование
накопленных знаний для проектирования системы внешнего электроснабжения
деревоперерабатывающего завода п. Березовый.

При проектировании системы электроснабжения
завода и выборе оборудования учитываются повышенные требования к надежности
электроснабжения потребителей. Для предотвращения повреждения оборудования и
для обеспечения безопасности работы персонала будет рассмотрен вопрос
устройства заземления и молниезащиты. Так же будет рассмотрен вопрос повышения
надежности электроснабжения потребителей при помощи установки дизельного
генератора в качестве резервного источника питания, а так же замена
существующей воздушной линии электропередачи с применением железобетонных опор
и проводом марки СИП-3.

1.
исходные ДАННЫЕ

Электроприемники деревоперерабатывающего завода
по степени надежности электроснабжения в основном относятся к потребителям II
категории, за исключением пункта пожарно-охранной сигнализации, котельной,
аварийного, эвакуационного, дежурного освещения и пожарных насосов, которые
относятся к потребителям I
категории особой группе [1].

Резервное электроснабжение электроприемников I
категории на предприятии осуществляется от дизель-генератора.

Данный проект предусматривает электроснабжение
завода от комплектной трансформаторной подстанции (КТП) 10/0,4 кВ.

Для компенсации реактивной мощности и увеличения
коэффициента мощности в КТП предусматривается установка конденсаторных
установок.

Всё технологическое оборудование
деревоперерабатывающего завода поставляется комплектно с силовыми щитами и
пультами управления. Силовые и контрольные кабели, предназначенные для разводки
по технологическому оборудованию, входят в объем поставки.

Таблица 1.1 — Перечень технологического
оборудования

Обозначение
на плане

Наименование
обслуживаемого помещения (технологического оборудования)

Установленная
активная мощность электроприёмника, Руст, кВт

Коэффи-циент
спроса, Кс

cosφ

tgφ

3

1.
Линия сортировки бревен

262

0,5

0,8

0,75

19

2.
Окорочный станок

200

0,7

0,8

0,75

4

3.
Лесопильный цех: 3.1. Круглопильный станок (КС1)

320

0,7

0,8

0,75

3.2
Круглопильный станок (КС2)

320

0,7

0,8

0,75

3.3
Круглопильный станок (КС3)

320

0,7

0,8

0,75

3.4
Фрезерно — брусующий станок (ФБС)

280

0,7

0,8

0,75

Обозначение
на плане

Наименование 
обслуживаемого помещения (тех-нологического оборудования)

Установленная 
активная мощность электроприёмника, Руст, кВт

Коэффициент
спроса, Кс

cosφ

tgφ

4

3.5
Обрезной модуль (ОМ)

160

0,7

0,8

0,75

3.6
Технологическое оборудование (ТО1)

254

0,7

0,8

0,75

3.7
Технологическое оборудование (ТО2)

270

0,7

0,8

0,75

3.8
Технологическое оборудование (ТО3)

276

0,7

0,8

0,75

9

4.
Котельная: 4.1 Водогрейный котел (ВК1)

265

0,7

0,8

0,75

4.2
Водогрейный котел (ВК2)

265

0,7

0,8

0,75

4.3
Технологическое оборудование (ток)

80

0,7

0,8

0,75

6

5.
Сушильные камеры: 5.1 Сушильные камеры (СК1)

214

0,85

0,8

0,75

5.2
Сушильные камеры (СК2)

286

0,85

0,8

0,75

5.3
Технологическое оборудование (ТОСК)

80

0,7

0,8

0,75

5

6.
Линия сухой сортировки: 6.1 Линия сухой сортировки (ЛСС1)

200

0,6

0,8

0,75

6.2
Линия сухой сортировки (ЛСС2)

200

0,6

0,8

0,75

5

7.
Линия сырой сортировки

350

0,6

0,8

0,75

Обозначение
на плане

Наименование
обслуживаемого помещения (тех-нологического оборудования)

Установленная
активная мощность электроприёмника, Руст, кВт

Коэффициент
спроса, Кс

cosφ

tgφ

14

8.
Контрольно — пропускной пункт (КПП1)

8

0,9

0,95

0,33

15

9.
Контрольно — пропускной пункт (КПП2)

8

0,9

0,95

0,33

23

10.Насосная
пожаротушения

30

0,5

0,85

0,62

7

11.
Склад-навес готовой продукции

51

0,7

0,8

0,75

План расположения помещений
деревоперерабатывающего завода представлен на чертеже 1.

электрическое освещение На
деревоперерабатывающем заводе предусматриваются следующие виды освещения:

— рабочее;

аварийное и эвакуационное;

наружное, включая дежурное по территории
производства.

В данном проекте выполняется только наружное
освещение. Согласно проектному заданию для наружного освещения используются
светильники с натриевыми лампами, устанавливаемые на опорах и кронштейнах по
фасадам зданий и сооружений. Управление светильниками наружного и дежурного
освещения промплощадки — централизованное из пропускного пункта предприятия.
Наружные электроосветительные сети выполняются кабелями расчетного сечения,
прокладываемыми в земляных траншеях и по строительным конструкциям.

Рабочее и аварийное освещение в данном проекте
считать выполненными. электрические нагрузки рабочего и аварийного освещения
приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — электрическое освещение
деревоперерабатывающего завода

Обозначение
на плане

Наименование
обслуживаемого помещения (технологического оборудования)

Установленная
активная мощность электроприёмника, Руст, кВт

Коэффициент
спроса, Кс

cosφ

tgφ

3

1.
электрическое освещение (ЭО) линии сортировки бревен

50

1,0

0,8

0,75

4

2.
ЭО лесопильного цеха

20

1,0

0,8

0,75

5

3.
ЭО линии сырой сортировки

50

1,0

0,8

0,75

5

4.
ЭО линии сухой сортировки

50

1,0

0,8

0,75

6,
2

5.
ЭО склада готовой продукции и сушильных камер

23

1,0

0,8

0,75

9

6.
ЭО котельной

20

1,0

0,8

0,75

19

7.
ЭО окорочного станка

15

1,0

0,8

0,75

Воздушная линия электропередач 10 кВ

Электроснабжение деревоперерабатывающего завода
предусмотрено от ЗРУ-10 кВ ПС 220/110/35/10 кВ «Березовая».

Для присоединения КТПН завода сооружаются две
одноцепные линии ВЛ-10 кВ на железобетонных опорах, предусматривается провод
марки СИП-3 (взамен линии ВЛ-10 кВ на деревянных опорах с проводом марки
АС-95/16).

ВЛ-10 кВ сооружается с учетом резервирования
потребителей I категории и
увеличением мощности предприятия на II
этапе строительства.

Общая протяженность 2-х линий составляет 340 м.
От концевых опор ВЛ-10 кВ до ЗРУ-10кВ ПС «Березовая» и КТП
деревоперерабатывающего завода предусмотрена прокладка кабелей.

2.
РАСЧЕТ электрических НАГРУЗОК ЗАВОДА

Первым этапом проектирования системы электроснабжения
является определение электрических нагрузок. Необходимость определения
расчетных электрических нагрузок промышленных предприятий вызвана неполной
загрузкой некоторых ЭП, неодновременностью их работы, вероятностным случайным
характером включения и отключения ЭП, зависящим от особенностей
технологического процесса и организационно-технических мероприятий по
обеспечению надлежащих условий труда рабочих и служащих данного производства.
Правильное определение расчетных электрических нагрузок и обеспечение
необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое
народнохозяйственное значение. От этого расчета зависят исходные данные для
выбора всех элементов СЭС промышленного предприятия и денежные затраты при
установке, монтаже и эксплуатации выбранного электрооборудования. Завышение
расчетных нагрузок приводит к удорожанию строительства, перерасходу
проводникового материала сетей и неоправданному увеличению мощности
трансформаторов и прочего электрооборудования. Занижение может привести к уменьшению
пропускной способности электрической сети, к лишним потерям мощности, перегреву
проводов, кабелей и трансформаторов, а, следовательно, к сокращению срока их
службы.

Расчет электрических нагрузок электроприемников
(ЭП) напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания
(распределительного пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита
станций управления, магистрального шинопровода, заводской трансформаторной
подстанции), а также по цеху, корпусу в целом.

основными электроприемниками
деревоперерабатывающего завода являются технологическое оборудование,
осветительное оборудование, оборудование котельной. Принимаем питание
электроприемников завода от распределительных щитов (РЩ),
вводно-распределительных узлов (ВРУ), щитов управления (ЩУ), которые получают
питание от распределительного шинопровода трансформаторной подстанции.

производится группировка электроприемников в
узлы с учетом их характеристик (номинальной мощности и режима работы) и
территориального расположения.

Распределение технологического оборудования по
узлам было произведено следующим образом:

ВРУ1: линия сортировки бревен (ЛСБ), КПП2, щит
освещения (ЩО) линии сортировки бревен;

ВРУ2: окорочный станок (ОС), ЩО помещения
окорочного станка;

РЩ3: технологическое оборудование лесопильного
цеха (ТО1, ТО2, ТО3), ЩО лесопильного цеха;

ЩУ КС1: круглопильный станок (КС1);

ЩУ КС2: круглопильный станок (КС2);

ЩУ КС3: круглопильный станок (КС3);

ЩУ ФБС: фрезерно-брусующий станок (ФБС);

ЩУ ОМ: обрезной модуль (ОМ);

ВРУ4: технологическое оборудование котельной
(ток), ЩО котельной;

РЩ ВК1: водогрейный котел (ВК1);

РЩ ВК2: водогрейный котел (ВК2);

ВРУ5: сушильная камера (СК1), ЩО сушильных
камер;

ВРУ6: сушильная камера (СК2);

ВРУ7: склад-навес готовой продукции (СН), КПП1,
ЩО склада-навеса готовой продукции;

ВРУ8: линия сухой сортировки досок (ЛСС1, ЛСС2),
ЩО линии сухой сортировки досок;

ВРУ9: линия сырой сортировки (ЛС), ЩО линии
сырой сортировки;

ВРУ10: насосная пожаротушения (НП);

ЩУО: наружное освещение завода.

2.1
Определение расчетной мощности технологического оборудования

Определение электрических нагрузок
технологического оборудования завода будет осуществлено методом коэффициента
спроса.

Согласно данному методу расчетную нагрузку
группы электроприемников определяют из выражений

 (2.1)

 (2.2)

где
расчетная активная мощность группы электроприемников, кВт;

 — номинальная
активная мощность электроприемников, кВт (таблицы 1.1 и 1.2);

 — расчетная
реактивная мощность группы электроприемников, кВАр;  —
коэффициент спроса данной характерной группы электроприемников (см. таблицы 1.1
и 1.2);

 — коэффициент
реактивной мощности (см. таблицы 1.1 и 1.2).

Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения
определяют суммированием расчетных нагрузок групп электроприемников, входящих в
данный узел, с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки, т.е.
по выражению:

 (2.3)

где  —
расчетная полная мощность электроприемников в узле, кВА;

— расчетная
активная мощность электроприемников в узле, кВт;

— расчетная
реактивная мощность электроприемников в узле, кВАр;

 — коэффициент
разновременности максимумов нагрузки отдельных групп приемников, принимаемый в
расчетах .

2.1.1
Расчет нагрузки узла ВРУ1

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность линии сортировки
бревен (ЛСБ)

кВт,

расчетная активная мощность КПП2

кВт,

расчетная активная мощность ЩО ЛСБ

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.4)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность ЛСБ

кВАр,

расчетная реактивная мощность КПП2

кВАр,

расчетная реактивная мощность ЩО ЛСБ

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.5)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ1
определяется по формуле

 (2.6)

где  —
номинальное напряжение сети, =0,38 кВ;

А.

2.1.2
Расчет нагрузки узла ВРУ2

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность окорочного станка
(ОС)

кВт,

расчетная активная мощность ЩО ОС

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.7)

кВт.

расчетная реактивная мощность ЩО ОС

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.8)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3):

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ2, А,
определяется по формуле (2.6)

 

2.1.3
Расчет нагрузки узла РЩ3

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО1)

кВт,

расчетная активная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО2)

кВт,

расчетная активная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО3)

кВт,

— расчетная активная мощность ЩО лесопильного
цеха (ЩО ЛЦ)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.9)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО1)

кВАр,

расчетная реактивная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО2)

кВАр,

расчетная реактивная мощность технологического
оборудования лесопильного цеха (ТО3)

кВАр,

расчетная реактивная мощность ЩО лесопильного
цеха (ЩО ЛЦ)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.10)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла РЩ3
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.4
Расчет нагрузки узла ЩУ КС1

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность круглопильного
станка (КС1)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.11)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность круглопильного
станка (КС1)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.12)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ КС1
определяется по формуле (2.6)

А.

полученные значения  для
узла ЩУ КС1 будут одинаковы для узлов ЩУ КС2 и ЩУ КС3, поэтому расчет для них
не выполняется.

2.1.5
Расчет нагрузки узла ЩУ ФБС

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность фрезерно-брусующего
станка (ФБС)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.13)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность
фрезерно-брусующего станка (ФБС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле


 (2.14)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ФБС определяется
по формуле (2.6)

А.

2.1.6
Расчет нагрузки узла ЩУ ОМ

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность обрезного модуля
(ОМ)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.15)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
обрезного модуля (ОМ) кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.16)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ОМ
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.7
Расчет нагрузки узла ВРУ5

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность сушильной камеры
(СК1)

кВт,

расчетная активная мощность ЩО сушильных камер
(ЩО СК)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.17)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
сушильной камеры (СК1) кВАр,

расчетная реактивная мощность ЩО сушильных камер
(ЩО СК)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.18)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУ ОМ определяется
по формуле (2.6)

А.

2.1.8
Расчет нагрузки узла ВРУ6

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность сушильных камер
(СК2)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.19)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
сушильных камер (СК2) кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.20)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ6
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.9
Расчет нагрузки узла ВРУ7

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность склада-навеса
готовой продукции (СН)

кВт,

расчетная активная мощность КПП1

кВт,

расчетная активная мощность ЩО склада-навеса
готовой продукции (ЩО СН)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.21)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
склада-навеса готовой продукции (СН)

кВАр,

расчетная реактивная мощность КПП1

кВАр,

расчетная реактивная мощность ЩО склада-навеса
готовой продукции (ЩО СН)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.22)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ7
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.10
Расчет нагрузки узла ВРУ8

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность линии сухой
сортировки (ЛСС1)

кВт,

расчетная активная мощность линии сухой
сортировки (ЛСС2)

кВт,

расчетная активная мощность ЩО линии сухой
сортировки (ЩО ЛСС)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.23)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность линии сухой
сортировки (ЛСС1)

кВАр,

— расчетная реактивная мощность линии сухой
сортировки (ЛСС2)

кВАр,

— расчетная реактивная мощность ЩО линии сухой
сортировки (ЩО ЛСС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.24)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ8
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.11
Расчет нагрузки узла ВРУ9

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность линии сырой
сортировки (ЛС)

кВт,

расчетная активная мощность ЩО линии сырой
сортировки (ЩО ЛС)

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.25)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность линии сырой
сортировки (ЛС)

кВАр,

расчетная реактивная мощность ЩО линии сырой
сортировки (ЩО ЛС)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.26)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ9
определяется по формуле (2.6)

А.

2.1.12
Расчет нагрузки узла ВРУ10

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность насосной
пожаротушения (НП)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.27)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
насосной пожаротушения (НП) кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.28)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ10
определяется по формуле (2.6)

А.

2.2
Определение расчетной мощности оборудования котельной

Оборудование котельной получает питание от
вводно — распределительного устройства ВРУ4 и распределительных щитов РЩ ВК1 и
РЩ ВК2.

2.2.1
Расчет нагрузки узла ВРУ4

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

— расчетная активная мощность технологического
оборудования котельной (ток)

кВт,

расчетная активная мощность ЩО котельной (ЩОК)

кВт,

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.29)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2): — расчетная реактивная мощность
технологического оборудования котельной (ток)

кВАр,

— расчетная реактивная мощность ЩО котельной
(ЩОК)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.30)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ВРУ4
определяется по формуле (2.6)

А.

2.2.2
Расчет нагрузки узла РЩ ВК1

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.1):

расчетная активная мощность водогрейного котла
(ВК1)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.31)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность водогрейного котла
(ВК1)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.32)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3)

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла РЩ ВК1
определяется по формуле (2.6)

А.

полученные значения  для
узла РЩ ВК1 будут одинаковы для узла РЩ ВК2, поэтому расчет для него не
выполняется.

2.3
Определение расчетной мощности осветительного оборудования

В данном проекте будет произведен расчет
наружного освещения деревоперерабатывающего завода.

На территории промышленных предприятий объектами
освещения являются автодороги, пешеходные дорожки, подъезды к зданиям, открытые
рабочие площадки, границы территорий (охранная зона).

наружное освещение, как правило, выполняется
общим и должно обеспечивать свободное перемещение людей и транспорта.

Нормы освещенности для наружного освещения
приведены в главе 3 [3].  При выборе источников света следует учитывать
характеристики самих источников света, предназначенных для прожекторов или
светильников; назначение и размеры освещаемой площади; необходимые освещенности
и необходимые конструкции для установки светильников и прожекторов.

Для наружного освещения применяют осветительные
установки со светильниками для наружного освещения и прожекторами. Когда при
освещении открытых пространств площадью более 5000 м2 невозможно
разместить светильники над освещаемой поверхностью, применяют прожекторы. Во
всех случаях, когда нежелательна установка опор на территории больших площадей,
применяют прожекторное освещение [4].

Для освещения территории деревоперерабатывающего
завода выбираем прожекторы типа UMS1000Н
с металлогалогенными лампами типа ДРИ, номинальной мощность ,
коэффициент мощности . Прожекторы
предполагается закрепить по фасадам зданий и сооружений.

2.3.1
Расчет количества прожекторов

Расчет количества прожекторов, необходимых для
освещения территории завода, производится по методу удельной мощности [4].

Удельная мощность определяется по формуле

 (2.33)

где  —
нормированная освещенность, лк, согласно [3];

— коэффициент
запаса, принимаемый для прожекторного освещения

коэффициент, принимаемый для прожекторного освещения с лампами ДРИ .

Вт/м2.

Установленная мощность всех прожекторов
определяется по формуле

 (2.34)

где S
— площадь освещаемой поверхности, .

кВт.

Необходимое число прожекторов N,
обеспечивающее освещенность , определяется по
формуле

 (2.35)

где
мощность одной лампы, кВт.

шт.

К установке принимаются 33 прожектора типа UMS1000Н
с металлогалогенными лампами типа ДРИ, номинальной мощность .

2.3.2
Расчет нагрузки узла ЩУО

Расчетная активная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (1.1), коэффициент спроса  для
расчета сети наружного освещения следует принимать равным единице [1]:

расчетная активная мощность прожекторов
наружного освещения (ПНО)

кВт.

Расчетная активная мощность электроприемников в
узле

 (2.36)

кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемников,
входящих в узел, определяется по формуле (2.2):

расчетная реактивная мощность прожекторов
наружного освещения (ПНО)

кВАр.

Расчетная реактивная мощность электроприемников
в узле

 (2.37)

кВАр.

Расчетная полная мощность электроприемников в
узле определяется по формуле (2.3):

кВА.

Расчетный ток электроприемников узла ЩУО
определяется по формуле (2.6)

А.

2.4
Определение суммарной расчетной нагрузки на комплектную трансформаторную
подстанцию

Таблица 2.1 — Определение суммарной расчетной
нагрузки на КТП

Наименование
узлов питания

Расчетная
активная мощность

Расчетная
реактивная мощность

Расчетная
полная мощность

Расчетный
ток  

ВРУ1

188,2

138,12

233,45

354,7

ВРУ2

155

116,25

193,75

294,37

ВРУ4

76

57

115,1

174,8

РЩ
ВК1

185,5

139,12

231,87

352,2

РЩ
ВК2

185,5

139,12

231,87

352,2

ВРУ5

204,9

153,67

256,12

389,13

ВРУ6

243,1

182,32

303,87

461,7

ВРУ8

290

217,5

362,5

550,76

ВРУ9

260

195

325

493,8

Итого
по ШМА — 1

1788

1338

2233

ШМА
— 2

РЩ3

580

435

725

950

ЩУ
КС1

168

280

425,4

ЩУ
КС2

224

168

280

425,4

ЩУ
КС3

224

168

280

425,4

ЩУ
ФБС

196

147

245

372,2

ЩУ
ОМ

112

84

140

212,7

ВРУ7

65,9

46,32

80,91

123

ВРУ10

15

11,25

18,75

28,5

ЩУО

32,55

20,18

38,3

58,19

Итого
по ШМА — 2

1673

1247

2086

Итого
по КТП

3461

2585

4320

Расчетный ток магистрального шинопровода ШМА — 1
и ШМА — 2 трансформаторной подстанции (ТП) определяется по формуле (2.6)

А.

А.

3.
РАЗРАБОТКА ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Выбор
типа, числа и схем питания трансформаторов подстанции обусловлен величиной и
характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане
предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и
эксплуатационными требованиями, учитывая конфигурацию производственного
помещения, расположение технологического оборудования, условия окружающей
среды, условия охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и
типы применяемого оборудования.

В
данном проекте для обеспечения питания электроприемников
деревоперерабатывающего завода принята к установке комплектная трансформаторная
подстанция наружного исполнения (КТПН) обозначенная на чертеже 1 «16».

Комплектной
трансформаторной подстанцией называется подстанция, состоящая из
трансформаторов и блоков (КРУ или КРУН и других элементов), поставляемых в
собранном или полностью подготовленном для сборки виде [1].

Современные
КТПН состоят из следующих основных узлов:

шкафов
ввода высшего напряжения;

трансформаторов;

распределительного
устройства низшего напряжения.

Согласно п. 4.2.13 [1] электрооборудование,
токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции,
изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким
образом чтобы:

. вызываемые нормальными условиями работы
электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее
работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли причинить вред
обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и
возникновению короткого замыкания или замыкания на землю;

. при нарушении нормальных условий работы
электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений,
обусловленных действием КЗ;

. при снятом напряжении с какой-либо цепи,
относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться
безопасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы
соседних цепей;

4.
была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

3.1 Выбор числа и
мощности трансформаторов на подстанции

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
для главных понизительных и цеховых трансформаторных подстанций промышленных
предприятий должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так
как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем
промышленного электроснабжения.

При выборе числа и мощности силовых
трансформаторов важными критериями являются надежность электроснабжения, расход
цветного металла и потребная трансформаторная мощность.

Мощность силовых трансформаторов в нормальных
условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии
промышленных предприятий. Выбор мощности силовых трансформаторов следует
осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и
соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении
одного из трансформаторов. При этом следует иметь в виду, что нагрузка
трансформаторов в нормальных условиях не должна по нагреву вызывать сокращения
естественного срока его службы [2].

Выбор количества трансформаторов зависит от
требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей
[5].

Так как электроприемники деревоперерабатывающего
завода по степени надежности электроснабжения относятся к потребителям II
и I категории, то на
подстанции приняты к установке два трансформатора.

Номинальная мощность одного трансформатора
составляет [6]

 (3.1)

где N
— число трансформаторов;

— коэффициент
загрузки трансформатора.

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов
зависит от категории надежности потребителей электроэнергии, от числа
трансформаторов и способа резервирования. При преобладании нагрузок второй
категории для двухтрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования
трансформаторов на низшем напряжении рекомендуется принимать [6].

 кВА.

Принимаем к установке КТПН на два трансформатора
единичной мощностью кВА.

Проверяем установленную мощность трансформаторов
в аварийном режиме при отключении одного трансформатора и необходимости
обеспечить электроснабжение потребителей первой и второй категории в период
максимума с допускаемой нагрузкой, равной 140%. должно выполняться условие [7]

 (3.2)

 кВА.

Следовательно, выбранные мощности
трансформаторов обеспечивают электроснабжение деревоперерабатывающего завода
как в нормальном, так и в аварийном режимах.

Принимаем к установке два силовых трансформатора
2ТМЗ-2500-10/0,4.

Технические характеристики трансформаторов ТМЗ:

Трансформаторы ТМЗ выполнены в герметичном
исполнении, в качестве конструктивной защиты масла используется сухой азот
(принцип азотной подушки между зеркалом масла и крышкой трансформатора).
Магнитопровод трансформатора ТМЗ трехстержневой, плоскошихтованный из
холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки многослойные, цилиндрические,
выполнены из алюминиевого провода. Бак трансформатора ТМЗ сварной,
прямоугольной формы, заполняется трансформаторным маслом. Крышка трансформатора
ТМЗ выполнена плоской, крепиться болтами к обрамлению бака. Вводы ВН съемные,
изоляторные, вводы НН — шинные. расположены вводы на боковых стенках бака. По
заказу трансформаторы ТМЗ могут быть снабжены салазками, обеспечивающими
возможность их перемещения. Трансформаторы ТМЗ транспортируются в полностью
собранном виде, заполненные маслом.

3.2
Компенсация реактивной мощности

К сетям напряжения до 1 кВ на промышленных
предприятиях подключается большая часть потребителей реактивной мощности.
Коэффициент мощности нагрузки НН обычно не превышает 0,8. Сети напряжением
380-660 В более удалены от источников питания, поэтому передача реактивной
мощности в сеть НН требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения
мощности силовых трансформаторов, так как сопровождается более высокими
потерями активной и реактивной мощности. затраты, обусловленные перечисленными
факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществить компенсацию
реактивной мощности непосредственно сети НН. Источником реактивной мощности в
сети НН являются конденсаторные батареи.

Мощность компенсирующего устройства ,
кВАр, определяется как разность между фактической наибольшей реактивной
мощностью , кВАр нагрузки
предприятия и предельной реактивной мощностью ,
кВАр, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы
[6]

 (3.3)

где  —
фактический тангенс угла, соответствующий мощностям нагрузки и
,
коэффициент мощности до компенсации ,
;

— оптимальный
тангенс угла, принимаемый для данного типа производства ,
[8].

 

 кВАр.

 

Принимаются к установке две конденсаторные
установки типа

КРМ (УКМ58) -0,4-675-25 УХЛ4.2, подключаемые к
шинам распределительного устройства РУ-0,4 кВ.

Реактивная мощность после компенсации
определяется по формуле [7]

 (3.4)

кВАр.

Полная мощность после компенсации определяется
по формуле [7]

 (3.5)

кВАр.
    

Коэффициент мощности после компенсации
определяется по формуле [7]

 (3.6)

 

3.3
Компоновка проектируемой комплектной трансформаторной подстанции наружной
установки

Подстанции трансформаторные комплектные (КТПН)
мощностью до 3200 кВА предназначены для приема электрической энергии
трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 10 кВ, преобразования
ее в электрическую энергию переменного тока частотой 50 Гц напряжением 0,4 кВ и
распределения электрической энергии на тупиковых и проходных линиях. используются
для электроснабжения сельскохозяйственных объектов, нефтегазовых месторождений,
отдельных населенных пунктов и промышленных объектов.

КТП состоят из следующих основных отсеков:

устройств высокого напряжения;

силовых трансформаторов;

распределительных устройств низкого напряжения.

Принимаем к установке комплектную
трансформаторную подстанцию наружной установки (КТПН) чебоксарского завода
силового оборудования «Электросила» 2КТПТ-2500/10/0,4-2000 КК

Таблица 3.1 — основные технические данные КТПН

Наименование
параметра

Номинальное
напряжение на стороне ВН, кВ

10

Наибольшее
рабочее напряжение на стороне ВН, кВ

12

Номинальное
напряжение на стороне НН, кВ

0,4

ток
термической стойкости на стороне ВН, кА

31,5

ток
электродинамической стойкости на стороне ВН, кА

51

ток
электродинамической стойкости на стороне НН, кА

100

ток
термической стойкости на стороне НН, кА

40

ток
сборных шин (на стороне НН), кА

3,61

3.3.1
Устройство высокого напряжения комплектной трансформаторной подстанции

Ввод напряжения 10 кВ осуществляется
высоковольтным кабелем.

Устройство высокого напряжения (УВН) КТП
тупикового типа состоит из камер ввода напряжения КСО-399.

Камеры сборные одностороннего обслуживания серии
КСО-399 предназначены для приема и распределения электрической энергии
трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6(10) кВ для системы с
глухозаземленной нейтралью.

Камера представляет собой металлоконструкцию,
собранную из листов гнутых профилей. внутри камеры размещена аппаратура главных
цепей. рукоятки приводов и аппаратов управления расположены с фасадной стороны
камеры КСО. Реле защиты, управления, сигнализации, приборы учета и измерения
расположены как с фасадной стороны, так и внутри камеры КСО.

Для обзора аппаратуры и состояния ошиновки
установлены лампы внутреннего освещения камеры, обеспечивающие их безопасную
замену в случае необходимости без снятия напряжения.

Все установленные в камере КСО аппараты и
приборы, подлежащие заземлению, заземлены.

каркас камеры непосредственно приваривается к
металлическим заземленным закладным основаниям помещения. Шины заземления
(проводники) окрашены в черный цвет. Безопасность и удобство работы персонала
обеспечивается за счет имеющегося индикатора, показывающего состояние
выключателя, а также комбинацией электрических и механических блокировок,
исключающих ошибочные действия персонала.

В качестве УВН КТП деревоперерабатывающего
завода используются две камеры КСО-399. В камерах необходимо установить:

вакуумные выключатели ВВ/TEL-10:

— номинальный ток А;

— номинальный ток отключения кА;

— ток электродинамической стойкости кА;

— номинальное напряжение привода цепей В.

трансформаторы тока ТОЛ-10 УЗ

— коэффициент трансформации 50-1500/5;

ток термической стойкости 40 кА.

3.3.2
Компоновка распределительного устройства 0,4 кВ

На напряжение 0,4 кВ принята схема
распределительного устройства (РУ) «Одна одиночная, секционированная
выключателем система шин».

Питание секций шин осуществляется от силовых
трансформаторов, подключенных к щиту 0,4 кВ через автоматические выключатели.

РУ-0,4 кВ укомплектовано панелями ЩО70.

Панели распределительных щитов ЩО70
предназначены для комплектования распределительных устройств напряжением
380/220 В переменного тока частотой 50 Гц, служащих для приема и распределения
электрической энергии, защиты от перегрузок и токов короткого замыкания.

Компоновка проектируемого РУ-0,4 кВ:

Вводные панели — ЩО70-08-19У3 — шинный ввод;

На вводных панелях установлена коммутационная и
защитная аппаратура, трансформаторы тока, амперметры и вольтметр.

На вводной панели может быть, при наличии
требований опросного листа, установлен трансформатор тока на нулевом выводе от
силового трансформатора для осуществления защиты от замыкания на землю. Вводные
панели могут комплектоваться щитком с активным и реактивным счетчиками.

На панелях с автоматическими выключателями
располагаются стационарные (невыдвижные) выключатели серии Э40В на токи 2500,
4000 А.

Линейные панели — ЩО70-05-19УЗ;

На отходящих линиях панелей устанавливается
коммутационная и защитная аппаратура, а также трансформаторы тока и амперметры
в каждой фазе отходящих линий.

Панели изготавливаются с рубильниками и
предохранителями или автоматическими выключателями.

На панелях с автоматическими выключателями
располагаются выключатели серии ВА-52 на номинальный ток 100, 160, 250, 400 и
630 А, а также серии ВА-55 на номинальный ток 800, 1000, 1250 и 1600 А.

Секционные панели — ЩО70-06-19У3;

Секционные панели предназначены для
секционирования шин распределительного устройства в тех случаях, когда каждая
из секций нормально получает питание от отдельного трансформатора. С помощью
этих панелей комплектуются распределительные устройства двухтрансформаторных
подстанций.

Панели изготавливаются с рубильниками или
автоматическими выключателями.

На панелях с автоматическими выключателями
располагаются выключатели серии Э40В на номинальный ток 4000 А.

Панель с аппаратурой автоматического включения
резерва (АВР).

Панель предназначена для двухтрансформаторной
подстанции, в которой необходимо предусмотреть автоматическое включение
резерва.

В комплектной трансформаторной подстанции наружной
установки применен гибридный тиристорно-контактный автоматический ввод резерва
(ТАВР).

Автоматическое включение резерва обеспечивается
аппаратурой, установленной в двух панелях: секционной и тиристорно-контактным
автоматическим вводом резерва. В тиристорно-контактном автоматическом вводе
резерва установлен трехфазный тиристорный ключ переменного тока.

В панелях распределительного устройства также
предусмотрена установка трансформаторов тока типа ТШН.

Схема главных электрических соединений
комплектной трансформаторной подстанции наружной установки представлена на
чертеже 3.

4.
ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ предприятия И РАСЧЕТ СЕТИ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

Схема электроснабжения электроприемников
напряжением до 1000 В зависит от мощности и количества электроприемников,
требуемой степени надежности, распределения их по территории предприятия и
других факторов и должна удовлетворять следующим условиям [9]:

1.  обеспечить необходимую надежность
электроснабжения и безопасность обслуживания;

.    быть гибкой и удобной в эксплуатации;

3.      иметь оптимальные технико-экономические
показатели;

.        допускать возможность индустриального
скоростного монтажа.

Схемы цеховых сетей могут быть радиальными,
магистральными и смешанными.

Ввиду наличия пожароопасной среды на
деревоперерабатывающем предприятии, выбираем радиальную схему питания
электроприемников предприятия. радиальные схемы применяются для питания:

1.  мелких групп электроприемников, находящихся
в различных местах и удаленных от щита низкого напряжения цеховой подстанции;

.    мощных сосредоточенных групп
электроприемников;

3.      электроприемников ответственных
потребителей;

4.  при наличии на предприятии неблагоприятной
среды (агрессивной, пожаро-взрывоопасных зон и др.)

4.1
Расчет сети низшего напряжения (расчет сечений проводников по нагреву и потере
напряжения)

В зависимости от принятой схемы электроснабжения
и условий окружающей среды цеховые электрические сети выполняются кабельными
линиями и проводами.

В качестве примера будет осуществлен выбор
проводников одной цепи от панели РУ-0,4 кВ до ВРУ2.

Сечение по нагреву длительным расчетным током
определяется из условия [6]

 (4.1)

где
допустимый ток, принимаемый по таблицам [1], А;

— длительный
расчетный ток, принимаемый для группы электроприемников ,
А;

— поправочный
коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей [1], при номинальных
условиях прокладки .

Потери напряжения в цеховых сетях, выполненных
проводом или кабелем, определяются из выражения

 (4.2)

где
расчетный ток линии, А;  L
— длина линии, м;   — соответствующие
коэффициенты мощности потребителя;

— соответственно
удельные активные и индуктивные значения сопротивлений кабелей [6], мОм/м.

Пример расчета для цепи РУ-0,4 кВ — ВРУ2.

А, L=90
м, .

А.

Для линии РУ-0,4 кВ — ВРУ2 выбираем кабель
ПВВГнг 4х150 мм2 (ТУ 16.К71-090-2002) силовой, с алюминиевыми жилами
с изоляцией из сшитого полиэтилена, разделительным слоем из ПВХ пластиката
пониженной пожароопасности, и наружной оболочкой из ПВХ пластиката пониженной
пожароопасности, для которого длительно допустимый ток составляет А,
удельные сопротивления .

Произведем проверку выбранного кабеля по потере
напряжения. Потеря напряжения не должна превышать 5% [9].

 .

Потеря напряжения в кабеле не превышает 5%,
следовательно для линии РУ-0,4 кВ — ВРУ2 выбран кабель ПВВГнг 4х150 мм2.

Результаты выбора кабелей для остальных
электроприемников сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 — Выбор силовых кабелей, питающих
распределительные устройства предприятия от РУ-0,4 кВ

Обозначение
распределительного устройства

Расчетный
ток

Тип
кабеля, сечение, мм2

длительно
допустимый ток

Длина
линии L, м

Потеря
напряжения ,%

ВРУ-1

354,7

2ПВВГнг4х95

240

280

2,45

РЩ3

950

4ПВВГнг4х185

384

100

1,5

ВРУ4

174,8

ПВВГнг4х70

201

70

1,4

ВРУ5

389,13

2ПВВГнг4х95

240

180

3,43

ВРУ6

461,7

2ПВВНнг4х150

310

230

3,3

ВРУ7

123

ПВВГнг4х95

240

250

3

ВРУ8

550,76

2ПВВГнг4х150

310

100

1,86

ВРУ9

493,8

2ПВВГнг4х150

310

100

1,77

ВРУ10

493,8

2ПВВГнг4х150

310

150

2,5

ЩУО

58,19

ПВВГнг4х35

137

10

0,12

ЩУ
КС1

425,4

2ПВВГнг4х150

310

100

1,4

ЩУ
КС2

425,4

2ПВВГнг4х150

310

100

1,4

ЩУ
КС3

425,4

2ПВВГнг4х150

310

100

1,4

ЩУ
ФБС

372,2

2ПВВГнг4х150

310

100

1,2

ЩУ
ОМ

212,7

ПВВГнг4х150

310

100

1,4

РЩ
ВК1

352,2

2ПВВГнг4х150

310

70

1,6

РЩ
ВК2

352,2

2ПВВГнг4х150

310

70

1,6

4.2
Расчет токов короткого замыкания в сети низшего напряжения и выбор
коммутационной аппаратуры

Сети промышленных предприятий напряжением до 1
кВ характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества
коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1 кВ даже небольшое
сопротивление оказывает существенное влияние на ток короткого замыкания.
Поэтому в расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как
индуктивные, так и активные. кроме того учитывают активное сопротивление всех
переходных контактов в этой цепи.

При отсутствии достоверных данных о контактах и
их переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов короткого
замыкания (КЗ) учитывать их сопротивления следующим образом: 15 мОм — для
распределительных устройств на станциях и подстанциях; 20 мОм — для первичных
цеховых распределительных пунктов, а также на зажимах аппаратов, питаемых
радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей [6].  Для
установок напряжением до 1 кВ при расчетах токов короткого замыкания допускают,
что мощность питающей системы не ограничена и напряжение на стороне высшего
напряжения понизительного трансформатора является неизменным.

Сопротивления элементов системы электроснабжения
высшего напряжения приводят к низшему по формуле

,
(4.3)

где
реактивное сопротивление элемента низшего напряжения, мОм;

— реактивное
сопротивление элемента высшего напряжения, мОм;

— номинальные
напряжения на низшей и высшей сторонах.

Выбор защитной аппаратуры осуществляется после
расчета ударных токов, кА [6]

,
(4.4)

где
ток трехфазного короткого замыкания, кА;

 —
значение ударного коэффициента, определяемого по кривым [6], а при .

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К1
(рисунок 4.1).

Определяем сопротивление элементов одной линии
на высшей стороне по формулам

 (4.5)

 (4.6)

где L
— длина линии, питающей трансформатор Т1, L=420
м.

мОм,

мОм.

Сопротивления системы высшего напряжения
приводим к напряжению  по формуле (4.3)

 (4.7)

 (4.8)

Подставляем числовые значения в выражения (4.7)
и (4.8)

мОм,

мОм.

Определяем сопротивление трансформатора Т1 по
формулам

 (4.9)

 (4.10)

где
номинальное напряжение сети;

— номинальная
мощность трансформатора, кВА;

— мощность потерь
короткого замыкания, кВт;

— напряжение
короткого замыкания, .

мОм,

мОм.

Определим суммарные активные и реактивные
сопротивления до точки короткого замыкания К1 по формулам

;
(4.11)

,
(4.12)

где
добавочное сопротивление, учитывающее переходное сопротивление контактов, мОм.

мОм,

мОм.

 (4.13)

 

Так как в схеме имеется параллельная линия с
элементами  с параметрами,
аналогичными параметрам элементов L,
Т1, ,
то полное сопротивление элементов схемы до точки К1 определяется по формуле

 (4.14)

мОм.

Определяем ток короткого замыкания в точке К1 на
вводе низшего напряжения ТП по формуле

 (4.15)

кА.

Ударный ток в точке К1 определяется по формуле
(4.4), где

кА.

далее определяем токи КЗ и ударные токи на вводе
в распределительные устройства, питающие электроприемники завода. В качестве
примера произведем расчет тока КЗ и ударного тока в точке К3.

Для определения тока короткого замыкания в точке
К3 необходимо дополнительно учесть сопротивления шинопроводов, кабельных линий
и переходных сопротивлений контактов.

Сопротивления шинопровода ШМА мОм/м,
мОм/м,
м.     

Сопротивление кабельной линии РУ-0,4кВ — ВРУ2 ,
длина кабельной линии L2=90м.

Определим активное и индуктивное сопротивление
шинопровода по формулам

 (4.16)

 (4.17)

Подставляем
числовые значения в выражения (4.16) и (4.17)

мОм,

мОм.

Определим активное и индуктивное сопротивления
кабельной линии по формулам

 (4.18)

 (4.19)

Подставляем числовые значения в выражения (4.18)
и (4.19)

мОм,

мОм.

Определим суммарные активные и индуктивные
сопротивления до точки К3 по формулам

 (4.20)

 (4.21)

где
добавочное сопротивление, учитывающее переходное сопротивление контактов, мОм.

мОм,

мОм.

Полное сопротивление до точки короткого
замыкания К3 определяем по формуле

 (4.22)

мОм.

Определяем ток короткого замыкания в точке К3 по
формуле

 (4.23)

кА.

Ударный ток в точке К3 определяется по формуле
(4.4), где

кА.

Аналогично определяются токи короткого замыкания
и ударные токи для остальных точек КЗ (таблица 4.2).

Таблица 4.2 — Определение токов короткого
замыкания и ударных токов

Точка
КЗ на расчетной схеме

Полное
сопротивление до точки КЗ , мОм

ток
короткого замыкания ,кА

Ударный
ток ,кА

К2

76,58

3,02

4,72

К4

40,59

5,7

8,05

К5

86,77

2,66

3,7

К6

66,19

3,5

4,9

К7

63,38

3,6

5,1

К8

118,97

1,94

2,7

К9

54,4

4,25

6

К10

54,4

4,25

6

К11

57,83

3,99

5,65

К12

73,24

3,15

4,46

К13

54,4

4,25

6

К14

54,4

4,25

6

К15

54,4

4,25

6

К16

54,4

4,25

6

К17

54,4

4,25

6

К18

52,44

4,4

6,2

К19

52,44

4,4

6,2

4.2.1
Выбор коммутационной аппаратуры для распределительных пунктов

При выборе автоматического выключателя
существуют следующие требования:

номинальное напряжение выключателя не должно
быть ниже напряжения сети. Отключающая способность должна быть рассчитана на
максимальные токи короткого замыкания, проходящие по защищенному элементу;

номинальный ток расцепителя должен быть не
меньше наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно протекающего по
защищаемому элементу

;
(4.24)

— автоматические выключатели проверяются на
электродинамическую стойкость

.
(4.25)

В качестве примера
произведем выбор автоматического выключателя для распределительного пункта
ВРУ2.

А, кА
(таблица 4.1 и 4.2).

В качестве вводного автомата в ВРУ2 принят
автомат типа ВА99м/400А ЭКФ, номинальный ток которого А,
ток расцепителя А, ток
электродинамической стойкости кА, номинальное
напряжение выключателя В.

Производим проверку по формулам (4.24) и (4.25)

,

.

следовательно выбранный аппарат подходит для
установки в ВРУ2.

характеристика аппарата ВА99м/400А.

Выключатели автоматические серии ВА99м
применяются для нечастых (до 30) оперативных включений и отключений тока в
нормальном режиме, а также для защиты от токов перегрузки и коротких замыканий
распределительных сетей и электродвигателей.

В качестве вводно-распределительного устройства
ВРУ2 принимаем панель типа ВРУ-8505Э.

Панель распределительного устройства ВРУ-8505Э
предназначена для приема и распределения электрическое энергии, а так же для
защиты от перегрузок и токов короткого замыкания в трехфазных электрических
сетях напряжением 380/220 В переменного тока частотой 50 Гц.

4.2.2
Выбор коммутационной аппаратуры для трансформаторной подстанции

При установке более одного автомата защиты на
одной линии, согласно [1], должна быть соблюдена селективность. По этому
условию выбирается ток расцепителя автомата на ТП

.
(4.26)

К установке на ТП для защиты линии ВРУ2 принят
автомат ВА52-39, номинальный ток которого А,
ток расцепителя А, ток
электродинамической стойкости кА.

Аналогично производим выбор коммутационных
аппаратов для остальных распределительных пунктов.

Таблица 4.3 — Выбор коммутационной аппаратуры
для распределительных пунктов

Обозначение
на схеме

Тип
распределительной панели

Аппарат
защиты на вводе

Марка

Номинальный
ток , А

Ток
расцепителя , А

Количество,
шт

ВРУ1

ВРУ-8505Э

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

1

Обозначение
на схеме

Тип
распределительной панели

Аппарат
защиты на вводе

Марка

Номинальный
ток , А

Ток
расцепителя , А

Количество,
шт

РЩ3

ЩО70Э-3-19У3

ВА99м/1600А
ЭКФ

1250

1000

2

ВРУ4

ВРУ-8505Э

ВА99м/250А
ЭКФ

250

200

1

ВРУ5

ВРУ-8505Э

ВА99м/800А
ЭКФ

500

500

1

ВРУ6

ВРУ-8505Э

ВА99м/800А
ЭКФ

630

500

1

ВРУ7

ВРУ-8505Э

ВА99м/160А
ЭКФ

160

125

1

ВРУ8

ВРУ-8505Э

ВА99м/800А
ЭКФ

630

630

1

ВРУ9

ВРУ-8505Э

ВА99м/800А
ЭКФ

630

500

1

ВРУ10

ВРУ-8505Э

ВА99м/800А
ЭКФ

160

100

1

ЩУО

CCFE-3B

ВА99м/160А
ЭКФ

160

100

1

ЩУ
КС1

CCFE-1

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

2

ЩУ
КС2

CCFE-1

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

2

ЩУ
КС3

CCFE-1

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

2

ЩУ
ФБС

CCFE-1Р

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

2

ЩУ
ОМ

CCFE-1

ВА99м/400А
ЭКФ

400

310

2

РЩ
ВК1

ЩО70Э-3-19У3

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

1

РЩ
ВК2

ЩО70Э-3-19У3

ВА99м/400А
ЭКФ

400

400

1

Таблица 4.4 — Выбор коммутационной аппаратуры на
отходящих линиях ТП

Обозначение
на схеме

Аппарат
защиты на отходящих линиях ТП

Марка

Номинальный
ток , А

Ток
расцепителя , А

Количество,
шт

ВРУ1

ВА-52-39

630

500

1

РЩ3

ВА-55-43

1250

1250

2

ВРУ4

ВА-52-39

250

250

1

ВРУ5

ВА-52-39

630

630

1

ВРУ6

ВА-52-39

630

630

1

ВРУ7

ВА-52-39

160

160

1

ВРУ8

ВА-55-41

800

800

1

ВРУ9

ВА-52-39

630

630

1

ВРУ10

ВА-52-39

160

125

1

ЩУО

ВА-52-39

160

125

1

ЩУ
КС1

ВА-52-39

630

500

1

ЩУ
КС2

ВА-52-39

630

500

1

ЩУ
КС3

ВА-52-39

630

500

1

ЩУ
ФБС

ВА-52-39

630

500

1

ЩУ
ОМ

ВА-52-39

400

400

1

РЩ
ВК1

ВА-52-39

630

500

1

РЩ
ВК2

ВА-52-39

630

500

1

принципиальная схема питающей и
распределительной сети представлена на чертеже 2.

5.
РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

5.1
Выбор режима нейтрали

5.2
Расчет заземляющего устройства

Согласно [1] сопротивление заземляющего
устройства в сетях до 1 кВ с глухозаземленной должно быть не более 4 Ом при
линейном напряжении 380 В источника трехфазного тока.

Части электроустановок, подлежащих заземлению,
должны иметь надежную металлическую связь с нейтралью источника питания,
выполняющуюся посредством заземляющих проводников или нулевого провода.

В качестве заземлителей применяют для
вертикального погружения в землю- стальные стержни диаметром 12-16 мм, угловую
сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы с толщиной стенки не
менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки — стальные полосы толщиной не менее 4
мм или круглую сталь диаметром 6 мм.

Рекомендуется применять длину вертикальных
стержневых электродов 2-5 м, а электродов из угловой стали — 2,5-3 м. Верхний
конец вертикального заземлителя целесообразно заглублять на 0,5 — 0,7 м от
поверхности земли. Горизонтальные заземлители применяют для связи между собой
вертикальных заземлителей и как самостоятельные заземлители.

В качестве примера произведем расчет
заземляющего устройства для цеха лесопиления.

В соответствии с [1] устанавливаем допустимое
сопротивление заземляющего устройства ,
Ом.

предварительно с учетом отведенной территории
намечаем расположение заземлителей. Заземлители будут располагаться в ряд.

Определяем расчетное удельное сопротивление
грунта  с
учетом повышающего коэффициента , учитывающего
высыхание грунта летом и промерзание его зимой (таблица 26 [6]);

Определяем сопротивление растеканию одного
вертикального электрода по формуле

 (5.1)

где l
— длина вертикального электрода, м;

d — диаметр
вертикального электрода, м;

t — расстояние от
центра вертикального электрода до поверхности земли, м.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем
стальные стержни диаметром м и длиной м.
Глубина заложения электродов — 0,5 м, тогда м.

Ом.

Определяем число вертикальных заземлителей с учетом
коэффициента использования вертикальных заземлителей ,
размещенных в ряд, (таблица 28 [6]),
по формуле

 (5.2)

шт.

Определяем общее эквивалентное сопротивление
десяти вертикальных заземлителей по формуле

 (5.3)

Ом.

Определяем сопротивление растеканию
горизонтальных электродов по формуле

 (5.4)

где L
— длина горизонтального электрода, м;

b — толщина
горизонтального электрода, м;

h — глубина
заложения горизонтального электрода, м.

Принимаем в качестве горизонтальных электродов
стальные полосы длиной м, толщиной м,
глубина заложения полос м.

Ом.

Определяем расчетное сопротивление растеканию
горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования  горизонтальных
соединительных электродов в ряду из вертикальных электродов, ,
по формуле

 (5.5)

Ом.

Производим проверку рассчитанного заземляющего
устройства. При этом сопротивление растеканию заземлителей в ряду должно
удовлетворять условию

 (5.6)

Определяем сопротивление растеканию заземлителей
в ряду по формуле

 (5.7)

Ом.

таким образом, сопротивление растеканию
заземлителей в ряду удовлетворяет условию (5.6)

Ом.

Для цеха лесопиления выполняем заземление из
десяти вертикальных стержневых электродов диаметром 16 мм и длиной 5 м,
соединенным между собой стальной полосой длиной 45 м и толщиной 4 мм, и
размещаем вдоль стены цеха.

Для остальных производственных строений
выполняем заземление из трех вертикальных стержневых электродов диаметром 16 мм
и длиной 5 м, соединенным между собой стальной полосой длиной 10 м и толщиной 4
мм. Глубина заложения ряда заземлителей — 0,5 м.

В производственных помещениях выполняется общее
заземляющее устройство ГЗШ для электроустановок напряжением до 1кВ.

План расположения заземления представлен на
чертеже 4.

6.
РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ МОЛНИЕЗАЩИТЫ

здания и сооружения деревоперерабатывающего
завода относятся к III
категории молниезащиты.

Молниезащита зданий и сооружений III
категории выполняется при помощи молниеприемной заземленной металлической
сетки, проложенной под неметаллической кровлей (металлочерепица).
Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром не
менее 6 мм и уложена на кровлю сверху или под несгораемые или трудносгораемые
утеплитель или гидроизоляцию. Шаг ячеек сетки должен быть не более 6х6 м. Узлы
сетки должны быть соединены сваркой. Выступающие над крышей металлические
элементы (трубы, шахты, вентиляционные устройства) должны быть присоединены к молниеприемной
сетке. Токоотводы от молниеприемной сетки должны быть проложены к заземлителям
не реже чем через 25 м по периметру здания. Во всех возможных случаях
заземлитель защиты от прямых ударов молнии необходимо объединить с заземлителем
электроустановок [10].

Вертикальные заземлители выполняются из стальных
стержней диаметром 16 мм и длиной 5 м.

Горизонтальные заземлители выполняются из
стальных полос 40х4 мм. Глубина заложения заземлителей составляет 0,5 м.

Все соединения токовводов с заземлителями выполняются
сваркой.

В местах присоединения токовводов к заземлящему
устройству приваривается по одному вертикальному заземлителю, если площадь
здания до 900 м2, более — по два вертикальных заземлителя,
соединенных стальной полосой [10].

План расположения молниезащиты представлен на
чертеже 5.

7.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО повышению НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

электрическое оборудование промышленных
предприятий в процессе эксплуатации оказывается под воздействием разнообразных
факторов: высокой влажности, агрессивных сред, пыли, атмосферных явлений
(осадков, гроз, ветра), а также механической и электрической нагрузок. При этом
происходят изменения основных свойств электроизоляционных, проводниковых и
конструкционных материалов электроустановок, приводящие к возникновению
коротких замыканий, пробоев изоляции, механическим повреждениям, вызывающим
отключения электроустановок или электросетей, т.е. к перерыву в подаче
электроэнергии.

Перерывы электроснабжения приводят к простою производства,
снижению объема выпуска продукции, увеличению затрат за счет порчи основного
оборудования, простоя рабочей силы, увеличения расхода сырья и материалов,
восстановления отказавших электроустановок и т.п. В связи с этим возникает
необходимость в объективной оценке способности систем электроснабжения
обеспечить бесперебойность работы и подачи электроэнергии при некотором уровне
затрат на строительство и эксплуатацию (ремонт и обслуживание). На этой основе
принимают решение о выборе способов повышения бесперебойности электроснабжения
— резервирование от различных источников, увеличение числа и продолжительности
технического обслуживания, повышения его качества и др [9].

В данном проекте, для повышения надежности
электроснабжения потребителей электроэнергии деревоперерабатывающего завода,
разработаны следующие мероприятия:

1.       установка в качестве резервного
источника питания дизель-генератора, для питания потребителей первой категории;

2.  сооружение двух одноцепных линий ВЛ-10 кВ на
железобетонных опорах с проводом марки СИП-3 взамен линии ВЛ-10 кВ на
деревянных опорах с проводом марки АС-95/16.

7.1
Выбор резервного источника питания

Определяющим критерием при выборе
дизель-генератора является суммарная максимальная мощность всех потребителей
электроэнергии, которые планируется запитывать от генератора. Мощность
дизель-генератора должна быть не ниже суммарной максимальной мощности всего
оборудования, работающего одновременно. Необходимо также учитывать, что
наиболее эффективно и экономично дизельные генераторы работают в режимах,
близких к номинальным, что обусловлено особенностями конструкции дизелей,
потому значительно (более чем на 30%) завышать мощность дизель-генератора
относительно суммарной мощности электрооборудования не стоит — это повысит стоимость
вырабатываемой электроэнергии и может увеличить вероятность отказа
дизель-генератора [9].

Таблица 7.1 — Суммарная мощность потребителей I
категории

Наименование
потребителя

Суммарная
активная мощность Р∑, кВт

Суммарная
реактивная мощность Q∑, кВАр

Суммарная
полная мощность  S∑, кВА

Расчетный
ток Iр, А

1.
Котельная

459

345

575

874,41

2.
Аварийное, эвакуационное, дежурное освещение

27

13

30

45,5

3.
Пожарно-охранная сигнализация

1,8

0,864

2

3,04

4.
Насосная пожаротушения

15,93

9,86

18,75

28,52

Итого:

504

368

625,5

второй определяющий критерий — род тока,
вырабатываемый генератором [9].

третий критерий при выборе дизель-генератора —
экономичность и емкость топливного бака. Обычно экономичность определяется
часовым расходом топлива дизель-генератора при номинальной нагрузке. Зная
емкость топливного бака и часовой расход топлива, можно определить промежуток
времени t, ч, между
заправками агрегата по формуле [18]

 (7.1)

где
емкость топливного бака, л;

— часовой расход
топлива, л/ч.

В некоторых случаях определяющим фактором при
выборе дизель-генератора является его пониженная шумность. Если параметры
шумности критичны, то следует выбирать дизель-генератора с наиболее защищающими
звукоизолирующими кожухами.

Массогабаритные показатели и условия
эксплуатации дизель-генератора также могут быть определяющими факторами при его
выборе. Если дизель-генератора планируется устанавливать в помещении, требуется
учитывать его размеры для обеспечения достаточного прохода, необходимого для
обслуживания оборудования. Если дизель-генератор планируется устанавливать на
улице, необходимо выбирать такую модель, которая может работать в любых
погодных условиях. Оптимальным решением для размещения дизель-генераторов
являются небольшие боксы или контейнеры.

Сегодня наиболее распространены электростанции
на базе термоизолированных контейнеров (КДЭС). Контейнер автоматически решает
проблему монтажа дизельного генератора, позволяет обойтись без оборудования
специального помещения и оснащения сложной системой вентиляции, обогрева и
освещения.

КДЭС обладают повышенной прочностью и жесткостью
за счет цельносварной конструкции корпуса; имеют надежную и долговечную термоизоляцию,
систему обогрева и освещения, а также систему пожарной сигнализации.

КДЭС характеризуются повышенной шумоизоляцией и
высоким уровнем пожарной безопасности благодаря автономной системе
пожаротушения. Срок службы таких дизельных генераторов — не менее 20 лет.

С учетом всех вышеприведенных критериев выбираем
дизельный генератор LeroySomer
491 М5 мощностью 650 кВА, установленный в контейнере длиной 6 метров.

Паспортные данные выбранного дизель-генератора
приведены в таблице 7.2 [18].

Таблица 7.2 — Паспортные данные выбранного
дизельного генератора LeroySomer
491М5

Наименование
параметра

параметры
дизельного генератора

Тип

LeroySomer,
3-х фазный, одноопорный, бесщёточный, с самовозбуждением и
саморегулированием, класс защиты IP23

Модель

491
М5

Выходная
номинальная мощность, , кВА

650

Выходная
максимальная мощность , кВА

715

Выходное
напряжение , В

переменное,
400В

Частота, Гц

50

Потребление
топлива при номинальной нагрузке , л/ч

108

Объем
топливного бака , л

1000

Габариты
(ДхШхВ), мм

3890х1630х1950

Масса,
кг

5200

Произведем проверку правильности выбора
дизель-генератора по времени работы в случае отключения основного источника
питания [18].

Определим время работы дизель-генератора между
заправками по формуле (7.1) , ч. На складе
горюче-смазочных материалов (ГСМ) деревоперерабатывающего завода запас
дизельного топлива  составляет 5 тонн
или 6501 литр. Согласно [1] ремонтные работы по восстановлению электроснабжения
потребителей деревоперерабатывающего завода должны быть завершены в течении
суток. В течении этого времени дизель-генератор должен обеспечивать работу
потребителей I категории.

Определим время работы дизель-генератора Т, ч, с
учетом имеющегося запаса дизельного топлива по формуле

 (7.2)
ч.

Следовательно, имеющегося запаса топлива хватит
на 60 часов работы двигателя, что соответствует требуемым условиям.

7.2
замена воздушной линии электропередачи 10 кВ с использованием защищенных
проводов и железобетонных опор

7.2.1 Системы защищенных проводов и
кабелей для ВЛ 6-20 кВ

На сегодняшний день в качестве наиболее
перспективной и прогрессивной альтернативы неизолированным проводам для ВЛ 6-20
кВ можно рассматривать следующие варианты:

защищенные провода;

силовые кабели для ВЛ 6-20 кВ;

универсальные кабели.

Защищенный провод (марки СИП-3, SAX,
SAX-W)
представляет собой одножильный многопроволочный проводник, покрытый защитной
оболочкой. Проводник изготавливается из алюминиевого сплава, защитный слой из
светостабилизированного сшитого полиэтилена. Провод может изготавливаться с
водонабухающим слоем под защитной оболочкой для защиты алюминиевой жилы от
атмосферной влаги [19].

Силовой кабель для воздушных линий
электропередачи напряжением 6-20 кВ (марка SAXKA-W)
представляет собой жгут из однофазных силовых кабелей, скрученных вокруг
несущего троса. Токопроводящие жилы выполнены из уплотненного алюминия, несущий
трос из стали. Кабели имеют продольную и поперечную защиту от проникновения
влаги.

Универсальный кабель (марка MULTIWISKI)
состоит из трех однофазных скрученных кабелей. Предназначен для монтажа на
опорах ВЛ 6-20 кВ, для прокладки в земле в виде подземной кабельной линии, а
также для прокладки по дну искусственных водоемов и естественных водных преград
в виде подводной кабельной линии.

Силовые кабели для ВЛ 6-20 кВ и универсальные
кабели являются менее распространенными на практике, их применение
целесообразно в отдельных случаях при повышенных технических и (или)
экологических требованиях к линиям электропередачи в конкретных условиях.

Применение защищенных проводов является наиболее
приемлемым и распространенным техническим решением для ВЛ 6-20 кВ [19].

7.2.2
Устройство воздушных линий электропередачи напряжением 6-20 кВ с защищенными
проводами

Воздушные линии электропередачи напряжением 6-20
кВ с защищенными проводами представляют собой воздушные линии электропередачи,
выполненные на опорах с применением железобетонных, деревянных или
металлических стоек. На опорах посредством специальной арматуры подвешены
защищенные провода. Крепление проводов к опорам осуществляется в основном с
помощью траверс и изоляторов. Соединения и ответвления проводов осуществляются
с помощью соединительных и ответвительных зажимов. помимо линейной арматуры
неотъемлемой частью конструкций опор являются устройства грозозащиты ВЛЗ.

При применении защищенных проводов могут быть
использованы конструкции опор ВЛ действующих проектов повторного применения
[19].

7.2.3 Конструктивное исполнение
защищенного провода

Защищенные провода изготавливаются из
термоупрочненного алюминиевого сплава. Провод покрыт изолирующей оболочкой из
атмосферостойкого светостабилизированного полиэтилена и имеет круглую форму
сечения. В конструкции провода может присутствовать водонабухающий слой
расположенный под изолирующей оболочкой. Водонабухающий слой предназначен для
защиты провода от проникновения атмосферной влаги.

Конструктивное исполнение проводов, защищенных
изоляцией, на напряжение 10 кВ — одножильное.

На российском рынке провода данного типа имею
следующие наименования:

1.  «SAX» и
«SAX-W» — производства
«Pirelli Cables and Systems Oy»;

2.  «СИП-3» («Заря») — производства: ОАО
«Севкабель» (г. Санкт-Петербург), ОАО «Иркутсккабель» (Иркутская область, г.
Шелехов), ЗАО «Москабельмет» (г. Москва) и других кабедьных заводов.

Провод SAX-W
имеет в конструкции водонабухающий слой. наличие водонабухающего слоя
обеспечивает самоликвидацию путем герметизации мелких повреждений изоляции,
что, в свою очередь, значительно повышает ресурс провода и увеличивает
надежность работы ВЛЗ в целом.

Провод СИП-3 (SAX)
характеризуется стойкостью к ультрафиолетовому излучению, стойкостью к воздействию
озона, сохраняет механическую прочность и электрические параметры при
температурах окружающей среды от минус 50 ºС
до плюс 50 °С, не распространяет горение [19].

7.2.4
преимущества воздушной линии электропередачи с защищенными проводами

Воздушные линии электропередачи 6-20 кВ с
защищенными проводами имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными ВЛ с
неизолированными проводами, в том числе [19]:

. высокая надежность и бесперебойность
энергообеспечения потребителей (исключаются короткие замыкания из-за
схлестывания проводов, случайных перекрытий и т.п.);

. повышенная надежность в зонах интенсивного
гололедообразования, меньший вес и меньшая интенсивность налипания снега, инея,
гололеда;

. Уменьшение расстояний между проводами на
опорах и в пролете, в том числе, в местах пересечений и сближений с другими ВЛ,
а также при их совместной подвеске на общих опорах;

. Общее снижение электрических потерь в линиях
электропередачи за счет уменьшения реактивного сопротивления;

. Обеспечение бесперебойной работы линии в
случаях падения веток и небольших деревьев на провода;

. Сокращение ширины просеки;

. значительное снижение случаев вандализма и
воровства. Защищенные провода не пригодны для вторичной переработки с целью
получения цветного металла;

. Значительно снижается возможность
возникновения пожаров;

. значительное сокращение эксплуатационных
расходов за счет уменьшения объемов расчистки трасс; 10. Сокращение общих
эксплуатационных расходов в связи с меньшей повреждаемостью ВЛЗ.

7.2.5
Климатические условия и основные технические данные провода марки СИП-3 1х95мм2

Таблица 7.3 — Климатические условия и основные
технические данные провода марки СИП-3 1х95мм2

Наименование
параметра

Климатические
условия

Ветровой
район

III

Район
гололедности

II

Низшая
температура, °С

-40

Высшая
температура, °С

40

температура
гололедообразования, °С

-5

Среднегодовая
температура, °С

0

Скорость
ветра, м/с

32

Механические
характеристики провода

Номинальный
наружный диаметр провода, мм

16,0

Расчетная
масса 1 км провода, кг

383

Механические
характеристики токопроводящей жилы

Число
проволок в жиле, шт

7

Номинальный
наружный диаметр жилы, мм

11,3

Разрывная
нагрузка жилы, кН, не менее

27,9

Физико-механические
характеристики провода

Модуль
упругости, х104 Н/мм2

6,3

Температурный
коэффициент линейного удлинения, х10-6 град-1

23,0

Предел
прочности при растяжении , Н/мм2

295

7.2.6
Выбор типа опор

Выбор типа опор для защищенного провода СИП-3
произведем по типовому проекту 27.002 разработанному филиалом ОАО «НТЦ
электроэнергетики» — РОСЭП [20].

В проекте шифр 27.002 разработаны одноцепные
железобетонные опоры на стойках СВ105, СВ110, С112 ВЛ-10 кВ с защищенными
проводами Сип-3 сечением 50,70,95 и 120 мм2 для применения в I-IV
районах по гололеду и ветру.

Промежуточные опоры разработаны в виде
одностоечных свободностоящих конструкций с горизонтальным расположением
проводов в оголовке, закрепленном на вершине стойки с помощью болтов.

Опоры анкерного типа, имеющие горизонтальное
расположение проводов, приняты подкосной конструкции, позволяющей выполнять их
сборку и установку в пробуренные котлованы укрупненными монтажными блоками.

Закрепление в грунтах промежуточных опор, как
правило, выполняется без ригелей.

Закрепление опор анкерного типа выполняется в
соответствии с проектом без установки в основании анкерных устройств или с
анкерными плитами или ригелями.

Согласно климатическим условиям и параметрам
провода СИП-3 выбираем одноцепную железобетонную промежуточную опору типа
П20-1Н на стойке СВ105-5, одноцепную железобетонную анкерную (концевую) опору
типа А20-1Н на стойке СВ105-5; для перехода ВЛ через дорогу и при повороте угла
выбираем одноцепные железобетонные опоры: промежуточную типа П20-3Н на стойке
СВ110-5 и угловую типа УП20-3Н на стойке СВ110-5.

Таблица 7.4 — Расчетные пролеты для
железобетонных опор ВЛ-10 кВ

Наименование
параметра

Тип
опоры и стойки

П20-1Н,
СВ105-5

А20-1Н,
СВ105-5

П20-3Н,
СВ110-5

УП20-3Н,
СВ110-5

Габаритные
пролеты для населенной местности , м

75

55

85

55

Ветровые
пролеты для населенной местности , м

82

75

7.2.7
Линейная арматура для воздушной линии 10 кВ

Для крепления защищенных проводов к траверсам и
другим металлоконструкциям опор, для соединения проводов между собой
предусмотрено использование арматуры компании НИЛЕД-ТД [19].

В номенклатуре линейной арматуры представлены
следующие элементы:

· изоляторы и спиральные вязки;

·        натяжные и поддерживающие зажимы;

·        соединительные и ответвительные
зажимы;

·        устройства защиты от птиц и веток,
маркеров проводов и т.д.

Изоляторы и спиральные вязки

На ВЛЗ 6-10 кВ для крепления защищенных проводов
предусматривается применение штыревых изоляторов. Материалом изготовления может
быть керамика, стекло или полимерные композиции.

При проектировании ВЛЗ 6-10 кВ возможен выбор
двух конструктивных видов штыревых изоляторов. первый вид — это традиционные
изоляторы с канавкой для провода на верхней поверхности головки изолятора. На
таких изоляторах возможно крепление как защищенных, так и неизолированных
проводов. второй вид — изоляторы со сквозной втулкой в теле изолятора для
закладки в нее защищенного провода.

существуют особенности применения штыревых
изоляторов со втулками для закладки защищенного провода. первая особенность —
закладка защищенного провода во втулку изолятора возможна только на
промежуточных опорах прямых участков ВЛЗ. На угловых промежуточных опорах
защищенный провод необходимо крепить к шейке изолятора с внешней стороны угла
поворота оси ВЛЗ. вторая особенность — при монтаже изоляторы со втулками
позволяют отказаться от применения раскаточных роликов на промежуточных опорах
и производить раскатку защищенного провода прямо на штыревых изоляторах.

Крепление защищенного провода к штыревым
изоляторам осуществляется спиральными вязками по две вязки на изолятор (по
одной в сторону каждого пролета). При проектировании и монтаже вязки необходимо
выбирать в зависимости от двух параметров: сечения провода и диаметра шейки
изолятора [19].

Натяжные зажимы

На опорах анкерного типа защищенные провода
крепятся посредством натяжных зажимов. При проектировании возможен выбор двух
видов натяжных зажимов:

· натяжные клиновые зажимы;

·        натяжные
зажимы
типа
— SO85, SO105, SO146.

При выборе натяжных зажимов необходимо учитывать
особенности каждого вида.

Клиновые натяжные зажимы для защищенных проводов
имеют пластиковые клинья, предназначенные для предотвращения повреждения
защитного слоя провода в месте его крепления. Таким образом, клиновые зажимы не
требуют снятия защитного изоляционного слоя с провода при анкерном креплении в
натяжном зажиме. поэтому применение клиновых натяжных зажимов является более
предпочтительным как с точки зрения упрощения монтажа, так и с точки зрения
эксплуатационной долговечности ВЛЗ.

Натяжные зажимы типа SO85,
SO105, SO146
в своей конструкции не имеют элементов, предназначенных для предохранения
защитного слоя провода в месте крепления, поэтому при монтаже эти зажимы
требуют снятия защитного слоя с провода. Применение таких зажимов является
менее преимущественным, чем клиновых натяжных зажимов с точки зрения
эксплуатационной надежности ВЛЗ 6-10 кВ и удобства монтажа [19].

выбранная линейная арматура для ВЛ-10 кВ указана
в таблице 7.5.

Таблица 7.5 — Линейная арматура для ВЛ-10 кВ

Наименование
линейной арматуры

количество
линейной арматуры для опор типа

П20-1Н

А20-1Н

П20-3Н

УП20-3Н

Штыревой
изолятор IF20

18

4

12

6

Колпачок
К9

18

4

12

6

подвесной
изолятор SML 70/20Г

12

Спиральная
вязка типа СВ70

36

8

24

12

Плашечный
зажим СD35

6

12

4

2

Анкерный
зажим PAZ 2

24

7.2.8
Линейные разъединители для воздушной линии 10 кВ

Для создания видимого разрыва на ВЛЗ 10 кВ
возможно применение линейного разъединителя типа РЛНД1-10/400. Разъединитель
представляет собой комплект из трех однофазных разъединителей. Каждый
однофазный разъединитель состоит из натяжного полимерного изолятора и
смонтированных на нем подвижного и неподвижного контактов.

Монтаж разъединителя РЛНД1-10/400 возможен при
двух вариантах. Первый вариант — монтаж разъединителя осуществляется на опоре
анкерного типа, при этом фазы разъединителя заменяют собой натяжные изоляторы.
Таким образом изолирующая подвеска «траверса — натяжной изолятор — натяжной
зажим» заменяется подвеской «траверса — фаза линейного разъединителя — натяжной
зажим». второй вариант — монтаж каждой фазы разъединителя осуществляется при
разрыве провода между двумя натяжными зажимами.

Операции с линейным разъединителем производятся
с помощью оперативной изолирующей штанги [19].

Таблица 7.6 — параметры линейного разъединителя
РЛНД1-10/400

Наименование
параметра

Номинальное
напряжение, кВ

10

Номинальный
ток , А

400

Ток
односекундного короткого замыкания, кА

10

ток
отключения с преобладающей активной нагрузкой, А

12,5

ток
отключения для воздушных сетей с кабельными вставками, А

10

минимальное
расстояние между разъединителями смежных фаз после их установки, мм

800

7.2.9 Монтажные таблицы для
воздушной линии 10 кВ

При монтаже провод должен быть подвешен с таким тяжением,
чтобы напряжения в проводе во всех режимах соответствовали расчетным значениям.
Тяжение провода может быть измерено непосредственно при помощи динамометра или
определено косвенным путем по значению стрелы провеса.

Монтажные таблицы представляют собой зависимости
изменений напряжений и стрел провеса проводов от изменения температуры
окружающего воздуха.

Монтажные таблицы необходимы для правильного
монтажа проводов линии электропередачи. Для проводов марки СИП-3 монтажные
таблицы определяются эмпирическим путем [20].

С учетом характера местности, типов опор и
пересекаемых объектов приведенный пролет для данного анкерного участка составит
м.
Монтажная таблица для вышеприведенных условий [19]:

Таблица 7.7 — Монтажная таблица для ВЛ-10 кВ

температура,
t, °С

Напряжение
в проводе, , МПа

Стрела
провеса, f, м

-40

72,5

0,2

-20

49,2

0,3

-15

39,1

0,4

0

30,6

0,5

15

22,1

0,7

20

17,3

0,8

40

15,2

1,0

Расстановка опор по профилю трассы представлена
на чертеже 6.

Эскизы одноцепных железобетонных опор для
воздушной линии электропередач 10 кВ представлены на чертеже 7.

8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩИХ РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ системы ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 
ДЕРЕВОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

8.1
Определение текущих расходов при эксплуатации проектируемых объектов

Текущие расходы предприятия по эксплуатации
проектируемых объектов складываются из следующих видов элементов затрат [17]

 (8.1)

где  —
общая сумма текущих расходов;

 — расходы на
оплату труда работников предприятия;

 — отчисления
единого социального налога от фонда оплаты труда работников предприятия;

 — материальные
затраты;

 — амортизационные
отчисления;

 — прочие расходы.

исходные данные для расчета текущих расходов
предприятия принимаются согласно техническому заданию на строительство завода и
техническим условиям «Хабаровскэнерго» №16-5/12941 от 22.12.05г. [21]:

— стоимость основных фондов проектируемого
объекта тыс.руб.;
— число проектируемых электротехнических объектов ед.;
— норматив расходов материалов или запасных частей на один объект тыс.руб/ед.;

расход электроэнергии на производственные нужды тыс.кВт·ч;

потери электроэнергии в производственных сетях
тыс.кВт·ч.

число транспортных средств, используемых для
обслуживания объектов электроснабжения ед.

8.2
Определение фонда заработной платы и контингента работников

количество работающих на предприятии определено
исходя из двухсменной работы предприятия, принятого технологического процесса,
режимов работы и норм обслуживания оборудования.

Таблица 8.1- Штатное расписание предприятия

Должность

Контингент,
чел.

Тарифный
разряд

в
смену

всего

1.
главный инженер

1

1

2.
Помощник главного инженера

1

1

3.
Главный электрик

1

1

4.
Начальник смены

1

2

5.Старший
мастер

1

2

6.Мастер

1

2

7.
Электромонтеры по оперативному и техническому обслуживанию КТПН

2

4

2,36

8.
Электромонтеры по ремонту оборудования КТПН

2

4

2,36

Должность

Контингент,
чел.

Тарифный
разряд

в
смену

всего

9.
Электромонтеры по оперативному и техническому обслуживанию ВЛ-10кВ

2

4

2,63

10.
Электромонтеры по ремонту ВЛ-10кВ

3

6

2,63

11.
Электромонтеры по ремонту и техническому обслуживанию КЛ-10кВ

2

4

2,36

12.
Электромонтеры по ремонту и техническому обслуживанию КЛ-0,4кВ

4

8

2,36

13.
Электрогазосварщик

2

4

2,14

14.
Электрик-связист

1

2

2,64

15.
водитель автомобилей

3

6

1,9

Итого

27

51

Основной годовой фонд заработной платы
работников предприятия определяется по формуле [16]

 (8.2)

где
средняя месячная заработная плата одного работника;

— явочная
численность работников предприятия;

— число месяцев в году.

Средняя месячная заработная плата включает
следующие группы выплат [16]

 (8.3)

где  —
месячная тарифная ставка или оклад работника;

— доплаты за
условия труда;

 — доплаты за
работу в ночное время;

 — доплаты за
работу в праздничные и выходные дни;

 — доплаты за
разъездной характер работы;

 — часть заработной
платы, устанавливаемая в виде стимулирующих доплат (премии, доплаты за ученое
звание, государственные знаки отличия и др.);

 — надбавки к
оплате труда работников, учитывающие условия жизни (районные коэффициенты,
северные надбавки);

— надбавки,
учитывающие продолжительность стажа работы на предприятии.

Месячная тарифная ставка определяется по формуле
[16]

 (8.4)

где  —
месячная тарифная ставка оплаты труда работника конкретного разряда
квалификации;

— минимальная
отраслевая месячная заработная плата;

 — тарифный
коэффициент, соответствующий конкретному разряду квалификации.

По состоянию на 1.01.11 минимальная месячная
заработная плата составляет р.

К компенсационным доплатам относятся следующие:

1.  Доплаты за условия труда

Определяются в зависимости от установленного на
предприятии процента доплат за особые условия труда и месячной тарифной ставки
или оклада. Принятые проценты доплат в среднем составляют:

особо опасные, особо вредные и особо тяжелые
работы — 4-12%;

опасные, вредные и тяжелые работы — 6-12%.

Доплаты за условия труда составляют 10% от
месячной тарифной ставки и определяются по формуле

 (8.5)

2.  Доплаты за работу в ночное время. Эти доплаты
производятся работникам, имеющим круглосуточный режим труда. К ночному времени
относится суточный период с 22 до 6 часов, оплата за который производится в
размере часовой тарифной ставки, увеличенной на 40%. В плановых расчетах для
работников, имеющих круглосуточный режим труда, эта доплата принимается в
размере 20%.

Доплаты за работу в ночное время определяются по
формуле

 (8.6)

3.  Доплаты за работу в праздничные и выходные
дни

Доплаты производятся работникам, имеющим
круглосуточный режим труда или режим труда «дежурство на дому», и в планируемых
расчетах принимаются в размере 2,2% от месячной тарифной ставки или оклада.
Доплаты за работу в праздничные дни и выходные определяются по формуле

 (8.7)

4.  Доплаты за разъездной характер работы

Устанавливаются работникам, обслуживающим
устройства и оборудование, расположенные на определенном расстоянии от
основного предприятия. Размер доплат устанавливается на предприятии самостоятельно,
в расчетах может приниматься в размере 10% от тарифной ставки или оклада, с
учетом условий труда. Доплаты за разъездной характер работы определяются по
формуле

 (8.8)

Размер премии устанавливается в процентах от тарифной
ставки с учетом условий труда и доплат за работу в ночное время и определяется
по формуле

 (8.9)

где Р — размер премии руководителей,
специалистов, рабочих и прочих служащих.

Размеры премий принять следующие: руководители и
специалисты — 15%, рабочие и служащие — 10%.

основными надбавками к заработной плате,
применяемыми на предприятии, являются надбавки за условия жизни — районный
коэффициент, северные надбавки, а также надбавки за стаж работы на предприятии.

Величина надбавки к заработной плате за условия
жизни ()
устанавливается в расчетах для Дальневосточного региона в размере 30% и
определяется по формуле

 (8.10)

надбавка в виде оплаты труда за непрерывный стаж
работы ()
устанавливается в зависимости от проработанного работником на предприятии
времени. В расчетах принимается в размере 25% и определяется по формуле

 (8.11)

Все группы работников получают три вида выплат:
тарифную ставку, надбавку за стаж работы и надбавку по районному коэффициенту.
остальные выплаты планируются в зависимости от режима и условий труда
конкретных групп работников. В качестве примера произведем расчет средней
месячной заработной платы и основного годового фонда заработной платы электрика
— связиста, используя данные таблицы (8.1) и формулы (8.1) — (8.10)

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб,

руб.

Расчет средней месячной заработной платы для
работников по обслуживанию систем электроснабжения деревоперерабатывающего завода
представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2 — Расчет фонда заработной платы
работников деревоперерабатывающего завода

Продолжение таблицы
8.2

Отчисления на
социальное страхование работников включают отчисления:

— в фонд занятости;

в пенсионный фонд;

в фонд медицинского страхования;

в фонд социального страхования.

В расчетах ставка отчислений в ЕСН принимается в
размере 26% от фонда оплаты труда.

Отчисления на социальные нужды определяются по
формуле [16]

,
(8.12)

где  —
налоговая ставка единого социального налога, ;

— основной годовой
фонд заработной платы работников предприятия, руб.

тыс.руб.

8.3
Расчет текущих материальных затрат

Расчет материальных затрат для обслуживания
электротехнических объектов включает определение следующих параметров [17]

,
(8.13)

где  —
расходы на материалы, запасные части и прочие комплектующие элементы,
необходимые для текущего обслуживания и ремонта электротехнических устройств;

 — расход топлива
на производственные цели;

 — расход
электроэнергии на производственные цели;

прочие
материальные затраты.

Расходы на материалы определяются по формуле

,
(8.14)

где
число проектируемых электротехнических объектов, по которым осуществляется
текущее обслуживание;

— норматив расходов
материалов или запасных частей на один объект. тыс.руб.

Расходы на топливо связаны с использованием
транспортных средств в производственных целях, определяются по формуле

,
(8.15)

где  —
число транспортных средств, используемых на предприятии, ед.;

 — среднесуточный
пробег транспортных средств, км/сут;

 — норма расхода
топлива на 1 км пробега, л;

 — цена одного
литра топлива, руб/л.

тыс.руб.

Расход электроэнергии для производственных целей
определяется по формуле

,
(8.16)

где  —
расход электроэнергии на производственные нужды, тыс.кВт·ч;

 — потери
электроэнергии в производственных сетях, тыс.кВт·ч;

 — цена 1 кВт·ч
электроэнергии, руб./ кВт·ч.

тыс.руб.

прочие материальные затраты принимаются в
расчетах в размере 10% от расходов на материалы и определяются по формуле

,
(8.17) тыс.руб.

Определяем материальные затраты для обслуживания
электротехнических объектов по формуле (8.12)

тыс.руб.

8.4
Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления представляют собой
накопления, предназначенные для замены оборудования по истечении его срока
службы. Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств и
включаются в затраты предприятия.

Амортизационные отчисления определяются по
формуле [17]

 (8.18)

где  —
стоимость основных производственных фондов, находящихся на балансе предприятия,
тыс.руб.
из которых стоимость оборудования КТПН тыс.руб,
стоимость участка воздушной линии тыс.руб,
стоимость кабельных линий тыс.руб, стоимость
дизельного генератора тыс.руб.; стоимость
остального электротехнического оборудования тыс.руб.
согласно техническому заданию на строительство завода;

 — норма
амортизационных отчислений, , ,
,
,
.

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Общее количество амортизационных отчислений
определяется по формуле

 (8.19)

прочие текущие расходы составляют 10% от фонда
оплаты труда работников предприятия и определяются по формуле [17]

 (8.20)

тыс.руб.

Определяем текущие расходы предприятия по
формуле (8.1)

Результаты вычислений сведем в итоговую таблицу
8.3.

Таблица 8.3 — Определение текущих расходов на
содержание системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

Показатель

Сумма,
тыс.руб.

1.материальные
затраты  в том числе: — вспомогательные материалы — топливо — электроэнергия
— прочие затраты

41880 
100 683 41087 10

2.Фонд
оплаты труда

14165

3.Отчисления
на социальное страхование

3683

4.Амортизационные
отчисления

55

5.Прочие
расходы

1416

Всего
затрат

61199

Экономические показатели работы
деревоперерабатывающего завода представлены на чертеже 8.

9.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ безопасности ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ
ПОДСТАНЦИИ

9.1
анализ вредных и опасных факторов производства

Опасные и вредные производственные факторы
подразделяются по природе действия на следующие группы:

физические;

химические;

биологические;

психофизиологические.

работу персонала трансформаторной подстанции
можно отнести сразу к нескольким группам: физическим (повышенное значение
напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело
человека; повышенный уровень электромагнитных излучений; недостаток естественного
света), химическим (работа с трансформаторным маслом), психофизиологическим
(работа с электрооборудованием требует повышенного внимания, что приводит к
нервно-психическим перегрузкам).

9.2
Общие положения по безопасности при включении комплектной трансформаторной
подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции наружной
установки (КТПН) служат для приема, трансформирования и распределения
электроэнергии потребителям.

9.2.1
Действия оперативного персонала до включения подстанции

До включение КТП оперативному персоналу
необходимо проверить:

техническое состояние и правильность заземления
КТП;

правильность подключения КТП к линии высокого
напряжения и сети 0,4 кВ;

высоковольтный и низковольтный отсеки и отсек
силового трансформатора, и удалить из них посторонние предметы;

уровень масла в трансформаторе;

правильность выполнения блокировок;

наличие предупреждающих надписей.

9.2.2
действия оперативного персонала при включении подстанции

При включении КТП оперативный персонал обязан
соблюдать следующую последовательность действий:

установить защитную сетку и закрыть защитный
щиток в отсеке высокого напряжения (ВН) корпуса КТП;

отключить заземляющее устройство;

включить высоковольтные выключатели;

включить выключатели по стороне низкого
напряжения;

проверить наличие напряжения, убедившись в
исправности КТП, включить поочередно автоматы присоединений на стороне 0,4 кВ.

9.3
осмотр комплектной трансформаторной подстанции

Одним из важнейших мероприятий по обеспечению
безопасности персонала КТПН является проверка общего состояния КТП, которая
должна проводиться каждые шесть месяцев.

При осмотре электроустановок необходимо
руководствоваться «Правилами устройства электроустановок» [1], приказом
Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. №6 «Правила технической эксплуатации электрических
станций и сетей» [11], ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 с изменениями от
18 февраля 2003г. «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации
электроустановок» [12].

9.3.1
периодический осмотр комплектной трансформаторной подстанции

Осмотр электроустановок трансформаторных
подстанций и распределительных пунктов может выполнять один работник с III
группой по электробезопасности из состава оперативных и
оперативно-производственных работников, либо работник с V группой по
электробезопасности из состава руководителей и специалистов предприятия с
разрешения лица, в управлении которого находится электроустановка.

список лиц, имеющих право единоличного осмотра
оборудования трансформаторных подстанций, утверждается главным инженером
предприятия.

Периодический осмотр электрооборудования
трансформаторных подстанций электромонтерами, а также инженерный осмотр
работниками из состава руководителей и специалистов производится по графикам,
которые утверждаются главным инженером предприятия или его заместителем.

Во время осмотра выполнение какой-либо работы
запрещается.

При осмотре электроустановок запрещается
приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстояние:

при напряжении до 1000 В — не нормируется (без
прикосновения);

при напряжении 6-10 кВ — 0,6 метра.

При осмотре электроустановок выше 1000 В
запрещается открывать двери помещений, ячеек, не оборудованных сетчатыми
ограждениями или барьерами.

В электроустановках выше 1000 В, к которых вход
в помещения, ячейки оборудован сетчатыми ограждениями или барьерами, при
осмотре запрещается открывать двери сетчатых ограждений и проникать за
ограждения или барьеры

В электроустановках до 1000 В при осмотре
разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств.

9.3.2
Осмотр строительной части комплектной трансформаторной подстанции

При осмотре должно быть проверено:

состояние окружающей КТП территории в отношении
обеспечения подъезда автотранспорта, наличие отмостки, отсутствие мусора и
других посторонних предметов, а в зимнее время отсутствие снега в местах
проходов и подъездов к КТП обеспечивается ли планировка вокруг КТП и отвод
ливневых вод от здания;

исправность штукатурки стен, отсутствия течей
воды через перекрытие, отсутствие отверстий в полу, стенах, через которые могут
проникать животные и птицы, исправность дверей помещений распределительных
устройств (РУ) и трансформаторов, их покраску. Полы в помещении должны быть
ровными, не иметь порогов и уступов и исключать образование цементной пыли;

ввод заземляющих проводников в здание через
стены должен выполняться в трубах или иных жестких обрамлениях. У мест ввода
заземляющих проводников в здания должны быть предусмотрены опознавательные
знаки;

двери трансформаторных подстанций должны быть
несгораемыми или трудносгораемыми и открываться наружу. Двери должны быть
заперты на замок.
На входных дверях РУ-0,4-10кВ и камеры трансформатора должны быть вывешены
плакаты "Стой напряжение", и надпись указывающая номер КТП, его
принадлежность и адрес владельца;

наличие и исправность жалюзи или сеток с ячейкой
размером 15х15мм на вентиляционных проемах;

при открытии двери в камеру трансформатора,
наличие у входа барьера, преграждающего доступ в камеры с плакатом "Стой
напряжение". Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2м;

наличие на стенах против выводов трансформатора
надписей, указывающих величину напряжения выводов трансформатора (0,4кВ, 10кВ);

отсутствие в камере трансформаторов лишних
предметов;

наличие и состояние противопожарных средств;

наличие и состояние запоров на дверях;

состояние кабельных вводов.

9.3.3
осмотр электрической части комплектной трансформаторной подстанции

При осмотре должно быть проверено:

состояние опорных и проходных изоляторов —
отсутствие пыли, трещин и сколов, а также следов перекрытия;

исправность освещения. Осветительная арматура
должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное
обслуживание (смена ламп и т.д.);

отсутствие посторонних шумов в работающем
трансформаторе, отсутствие разрядов, потрескивания на выводах трансформатора,
загрязненность;

на расширителе трансформатора с
маслоуказательным стеклом, нанесены три контрольные черты, указывающие
повышение и понижение уровня масла в расширителе при изменении температуры
окружающего воздуха. Наличие термометра определяет температуру верхних слоев
масла в трансформаторе, температура не должна превышать 95° по термометру.
Указатели уровня масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов,
характеризуют состояние оборудования;

отсутствие течи и просачивания масла через
уплотнение, уровень масла в стекле маслоуказателя, отсутствие масла на полу под
трансформатором, заземление бака и крышки трансформатора, состояние контура
защитного заземления — места стыков;

состояние контактов на шинах трансформатора по
их внешнему виду, наличие термоиндикаторов, их состояние;

качество покраски трансформатора, двери камеры с
внутренней стороны;

наличие надписей на каждой камере и внутри
камеры РУ (диспетчерское наименование), над приводами аппаратов должны быть
надписи, указывающие назначение аппарата — наименование присоединения и
положения "включено", "отключено";

наличие места для наложения переносных защитных
заземлений на токоведущие части. Места, предназначенные для наложения
переносных заземлений, не закрашиваются, а зачищаются и смазываются техническим
вазелином. Обе стороны места для наложения заземления отмечаются черной
полоской;

наличие контура защитного заземления,
присоединение заземления к ячейкам;

ячейки должны быть закрыты на замки;

наличие приспособления для запирания приводов
коммутационных аппаратов в отключенном положении, целостность автоматов,
отсутствие следов перекрытия, нагрева контактных соединений, шунтирование
автоматов;

двери РУ-10кВ могут закрываться
самозапирающимися или обычными замками. Ключи РУ-10кВ не должны подходить к
замкам РУ-0,4кВ.

Должны быть надписи на низковольтных щитах о
наименовании присоединений. Надписи наносятся возле автоматических выключателей
и должны соответствовать названию присоединения. Обозначено положение автомата
"включено", "отключено"; проверить правильность окраски
(расцветки) сборных шин;

в РУ не должно быть неогражденных токоведущих
частей, расположенных на высоте, доступной для ошибочного прикосновения.

9.4
Требования безопасности для электромонтеров, обслуживающих комплектную
трансформаторную подстанцию

К работе по данной профессии допускаются лица не
моложе 18

лет, прошедшие предварительный медицинский
осмотр и не имеющие противопоказаний к выполнению указанной работы.

Работник при приеме на работу проходит вводный
инструктаж.

Перед допуском к самостоятельной работе он
должен пройти:

обучение по программам подготовки по профессии;

первичный инструктаж на рабочем месте;

проверку знаний инструкций:

по охране труда;

по оказанию первой помощи пострадавшим при
несчастных случаях на производстве;

по применению средств защиты, необходимых для
безопасного выполнения работ;

по пожарной безопасности.

Для работников, имеющих право подготовки
рабочего места, допуска, Право быть производителем работ, наблюдающим и членом
бригады, необходима проверка знаний [12] (далее-Правил) в объеме,
соответствующем обязанностям ответственных лиц по охране труда.

Допуск к самостоятельной работе оформляется
соответствующим распоряжением по структурному подразделению предприятия.

Вновь принятому работнику выдается
квалификационное удостоверение, в котором должна быть сделана соответствующая
запись о проверке знаний инструкций и правил, указанных в п. 4.2, и о праве на
выполнение специальных работ.

Работники, не прошедшие проверку знаний в
установленные

сроки, к самостоятельной работе не допускаются.

Работник в процессе работы обязан проходить:

повторные инструктажи — не реже одного раза в
квартал;

проверку знаний инструкции по охране труда и
действующей инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим при несчастных
случаях на производстве — один раз в год;

медицинский осмотр — один раз в два года;

проверку знаний Правил для работников, имеющих
право подготовки рабочего места, допуска, Право быть производителем работ, наблюдающим
или членом бригады, — один раз в год.

Работники, получившие неудовлетворительную
оценку при квалификационной проверке, к самостоятельной работе не допускаются и
не позднее одного месяца должны пройти повторную проверку. При нарушении Правил
охраны труда в зависимости от характера нарушений проводится внеплановый
инструктаж или внеочередная проверка знаний.

О каждом несчастном случае или аварии
пострадавший или очевидец обязан немедленно известить своего непосредственного
руководителя.

Каждый работник должен знать местоположение
аптечки и уметь ею пользоваться.

При обнаружении неисправных приспособлений,
инструмента и средств защиты работник должен сообщить об этом своему
непосредственному руководителю. Не допускается работа с неисправными приспособлениями,
инструментом и средствами защиты. Во избежание попадания под действие
электрического тока не следует прикасаться к оборванным свешивающимся проводам
или наступать на них.

Загромождать подходы к щитам с противопожарным
инвентарем и к пожарным кранам, а также использовать противопожарный инвентарь
не по назначению не допускается.

В зоне обслуживания оборудования могут иметь
место следующие опасные и вредные производственные факторы:

повышенное значение напряжения в электрической
цепи;

недостаточная освещенность рабочей зоны;

пониженная температура воздуха.

Для защиты от воздействия опасных и вредных
производственных факторов необходимо применять соответствующие средства защиты.

Для защиты от поражения электрическим током
служат следующие

защитные средства:

указатели напряжения;

слесарно-монтажный инструмент с изолирующими
рукоятками для работы в электроустановках напряжением до 1000 В;

диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики,
изолирующие накладки и подставки;

переносные заземления;

оградительные устройства, диэлектрические
колпаки, плакаты и знаки безопасности.

Для защиты головы от ударов случайными
предметами в помещениях с действующим энергооборудованием, в закрытых
распределительных устройствах, необходимо носить защитную каску, застегнутую
подбородным ремнем. При недостаточной освещенности рабочей зоны следует
применять дополнительное местное освещение. Должны применяться переносные
светильники только заводского изготовления. У ручного переносного светильника
должны быть металлическая сетка, крючок для подвески и шланговый провод с
вилкой. работу при низкой температуре следует выполнять в теплой спецодежде и
чередовать по времени с нахождением в обогреваемом помещении. При работе в зоне
влияния электрического поля необходимо ограничивать время пребывания в этой
зоне в зависимости от уровня напряженности электрического поля или применять
экранирующие устройства либо экранирующие комплекты одежды.

Электромонтер должен работать в спецодежде и
применять средства защиты, выдаваемые в соответствии с действующими отраслевыми
нормами.

Электромонтеру бесплатно выдаются согласно
отраслевым нормам следующие средства индивидуальной защиты:

полукомбинезон хлопчатобумажный — на 1 год;

каска защитная — на 2 года;

рукавицы комбинированные — на 3 мес.;

галоши диэлектрические — дежурные;

перчатки диэлектрические — дежурные.

При выдаче двойного сменного комплекта
спецодежды срок носки удваивается.

В зависимости от характера работ и условий их
производства электромонтеру бесплатно временно выдаются дополнительная
спецодежда и защитные средства для этих условий.

При приеме смены электромонтер по обслуживанию
подстанции обязан:

привести в порядок спецодежду, рукава
застегнуть, одежду заправить так, чтобы не было свисающих концов. Не
допускается засучивать рукава спецодежды;

ознакомиться со всеми записями и распоряжениями
за время, прошедшее с предыдущего дежурства;

получить сведения от сдающего смену о состоянии
оборудования, за которым надо вести наблюдение, и об оборудовании, находящемся
в ремонте и резерве, об изменениях в схемах, происшедших за период от
предыдущей смены. Получить инструктаж при изменении схемы с записью в журнале
распоряжений;

проверить и принять дежурную спецодежду,
защитные средства, приборы, инструмент, ключи от помещений, документацию по оперативной
работе;

доложить непосредственному руководителю в смене
о заступлении на дежурство и выявленных при приемке смены недостатках;

оформить прием смены записью в оперативном
журнале.

Единолично по распоряжению электромонтеру с
группой III можно выполнять:

уборку и благоустройство территории ОРУ;

возобновление надписей на кожухах оборудования и
ограждениях вне камер РУ;

наблюдение за сушкой трансформаторов;

обслуживание маслоочистительной и прочей
вспомогательной аппаратуры при очистке и сушке масла;

ремонт и обслуживание осветительной аппаратуры,
расположенной вне камер РУ на высоте до 2,5 м.

При выполнении эксплуатационных работ на
токоведущих частях, находящихся под напряжением до 1000 В, необходимо:

оградить расположенные вблизи рабочего места
другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно
случайное прикосновение;

работать в диэлектрических галошах или стоя на
изолирующей подставке либо на диэлектрическом коврике;

применять инструмент с изолирующими рукоятками
(у отверток должен быть изолирован стержень), при отсутствии такого инструмента
пользоваться диэлектрическими перчатками.

Не допускается работать в одежде с короткими или
засученными рукавами, а также пользоваться ножовками, напильниками,
металлическими метрами и т.п.

При включении-отключении коммутационных
аппаратов и наложении переносных заземлений необходимо соблюдать следующие меры
безопасности:

устанавливать переносные заземления должны не
менее двух работников; включать и отключать заземляющие ножи, снимать переносные
заземления допускается единолично;

при установке переносных заземлений нельзя
касаться заземляющего спуска;

переключения коммутационных аппаратов
напряжением выше 1000 В с ручным приводом необходимо производить в
диэлектрических перчатках.

В случае возникновения аварийной ситуации (несчастного
случая, пожара, стихийного бедствия) немедленно прекратить работу и сообщить о
ситуации вышестоящему оперативному персоналу.

В случаях, не терпящих отлагательств, выполнить
необходимые переключения с последующим уведомлением вышестоящего оперативного
персонала. В случае возникновения пожара:

оповестить всех работающих в производственном
помещении и принять меры к тушению очага возгорания. горящие части
электроустановок и электропроводку, находящиеся под напряжением, следует тушить
углекислотными огнетушителями. принять меры к вызову на место пожара своего
непосредственного руководителя или других должностных лиц.

в соответствии с оперативной обстановкой следует
действовать согласно местному оперативному плану пожаротушения.

При несчастном случае необходимо немедленно
освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему
первую медицинскую помощь и сообщить непосредственному руководителю о
несчастном случае. При освобождении пострадавшего от действия электрического
тока необходимо следить за тем, чтобы самому не оказаться в контакте с
токоведущей частью или под шаговым напряжением.

9.5
Оценка риска аварий на объектах энергоснабжения

Согласно РД 03-418-01 «Методические указания по
проведению анализа риска опасных производственных объектов» риск аварии — мера
опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном
производственном объекте и тяжесть ее последствий.

анализ риска аварий на опасных производственных
объектах (далее — анализ риска) является составной частью управления
промышленной безопасностью. Анализ риска заключается в систематическом
использовании всей доступной информации для идентификации опасностей и оценки
риска возможных нежелательных событий.

Результаты анализа риска используются при
декларировании промышленной безопасности опасных производственных объектов,
экспертизе промышленной безопасности, обосновании технических решений по
обеспечению безопасности, страховании, экономическом анализе безопасности по
критериям «стоимость-безопасность-выгода», оценке воздействия хозяйственной
деятель на окружающую природную среду и при других процедурах, связанных с
анализом безопасности.

Воздействие травмоопасных факторов на человека
или группу людей оценивают величиной индивидуального или социального риска
принудительной потери жизни, рассматривая риск как вероятность возникновения
или реализации опасности. Это происходит в тех случаях, когда потоки масс и/или
энергий от источника негативного воздействия в жизненном пространстве нарастают
стремительно и достигают чрезмерно опасных для человека значений (например, при
авариях). Риск негативного воздействия на человека в жизненном пространстве
обычно связан с развитием чрезвычайных происшествий природного и/или
техногенного характера. Риск возникновения чрезвычайных происшествий оценивают
на основе статистических данных или теоретических исследований.

В БЖД риск реализации чрезвычайно опасных
негативных воздействий оценивают, используя следующие виды риска:

индивидуальный риск (Rи) — объектом
защиты является человек;

социальный риск (Rс) — объектом
защиты является группа или сообщество людей.

Индивидуальный риск обусловлен вероятностью
реализации опасностей в конкретных ситуациях. При использовании статистических
данных его определяют по формуле [14]

 (9.1)

где  —
численность пострадавших от определенного фактора опасного воздействия за год
или от их совокупности;

С — численность людей, подверженных воздействию
этих факторов за год.

Распределение индивидуального риска  в
пространстве около источника обычно неравномерно. В зоне, прилегающей
непосредственно к источнику опасности, он равен величине техногенного риска
источника, а затем убывает по мере удаления от источника опасности.

Согласно информации об авариях, произошедших на
предприятиях, подконтрольных территориальным органам Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору [15] на территории Дальнего
Востока за 2010 год от поражения электрическим током пострадало 6 человек,
погибло 4 человека, численность людей, подверженных воздействию поражающего
фактора составляет в среднем около 300 тысяч человек.

Тогда   

При воздействии травмоопасностей условием
безопасности считают соотношение ,
реализуемое в зоне пребывания человека. При непосредственной работе с
электрооборудованием высокого напряжения  [14],
следовательно, условие безопасности выполняется.

Социальный риск характеризует негативное
воздействие чрезвычайных происшествий на группы людей. Величину его
рассчитывают по формуле

 (9.2)

где
численность погибших от ЧП одного вида в год;

Р — средняя численность лиц, проживающих или
работающих на данной территории, подверженной влиянию ЧП.

 

Социальный риск  в
зоне расположения опасного объекта зависит от величины техногенного риска
объекта и показателей количественного распределения людей, находящихся в зоне
риска.

 В соответствии с положением о классификации
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера тяжесть последствий
оценивается как локальная, если пострадало не более 10 человек и зона ее
воздействия не выходит за пределы территории объекта производственного
значения.

К источникам и факторам риска прежде всего
относятся:

особо опасные объекты, технические средства,
склонные к возникновению аварий;

урбанизированные территории с неустойчивой
ситуацией;

эпидемии;

стихийные бедствия.

Результаты расчетов показывают, что расчетные
величины индивидуального и социального риска за истекший год не превысили
допустимых значений.

10.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ карта ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО МОНТАЖУ наружного И ВНУТРЕННЕГО
ЗАЗЕМЛЕНИЯ

10.1
Область применения

Технологические карты предназначены для
использования при разработке проектов производства работ (ППР), проектов
организации строительства (ПОС), другой организационно-технологической
документации, а также с целью ознакомления рабочих и инженерно-технических
работников с правилами производства работ.

Технологическая карта составлена на один из
вариантов производства работ по монтажу наружного и внутреннего заземления.

Все технологические карты разрабатываются по
рабочим чертежам проекта и регламентируют средства технологического
обеспечения, правила выполнения технологических процессов при возведении,
реконструкции зданий и сооружений.

Нормативной базой для разработки технологической
карты являются: СНиП, СН, СП, ЕНиР, производственные нормы расхода материалов,
местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода
материально-технических ресурсов.

Состав и степень детализации материалов,
разрабатываемых в проекте производства работ, устанавливаются соответствующей
подрядной строительно-монтажной организацией, исходя из специфики и объема
выполняемых работ.

Проект производства работ (в том числе и
технологическая карта, как часть ППР) утверждается руководителем генеральной
подрядной строительно-монтажной организации, а по производству монтажных и
специальных работ — руководителем соответствующей субподрядной организации по
согласованию с генеральной подрядной строительно-монтажной организацией.

технический отчет по результатам
инженерно-геологических изысканий для проектирования должен содержать:

схематический план здания с указанием поперечных
и продольных граничных осей, расположения скважин, точек зондирования, мест
испытания грунтов, опытных работ, линий профилей;

геолого-литологическое описание строительной
площадки и инженерно-геологические разрезы, привязанные к осям;

сведения о нормативных и расчетных
характеристиках грунтов каждого инженерно-геологического элемента активной
зоны;

сведения о максимальной глубине промерзания
грунтов площадки;

характеристику гидрогеологических условий
площадки, включая данные о количестве и положении горизонтов подземных вод,
источниках их питания, связи с ближайшими водоемами, направлении потоков, мест
разгрузки, степени агрессивности подземных вод, характере их агрессивности —
природной или в результате инфильтрации в грунт производственных или сточных
вод, прогноз изменения уровней подземных вод в процессе эксплуатации
сооружения;

материалы лабораторных, полевых исследований
грунтов и опытных работ. Все характеристики грунтов должны приводиться в отчете
с учетом прогноза возможных изменений (в процессе строительства и эксплуатации
здания) инженерно-геологических и гидрогеологических условий площадки.

10.2
Организация и технология выполнения работ

В соответствии с [2] до начала выполнения
строительно-монтажных (в том числе подготовительных) работ на объекте заказчик
обязан получить в установленном порядке разрешение на выполнение
строительно-монтажных работ. Выполнение работ без указанного разрешения
запрещается.

Перед началом производства работ необходимо
выполнить работы по подготовке строительной площадки:

согласование с органами государственного
надзора, местной администрацией схем движения транспорта и пешеходов (с
обеспечением безопасных подъездов и подходов к действующим предприятиям,
зданиям и сооружениям), технологию производства работ (с выделением опасных
зон, границ и осей подземных сооружений и коммуникаций);

вертикальную планировку строительной площадки,
водоотвод, устройство постоянных и временных внутриплощадочных дорог и
инженерных сетей (канализации, водо-, тепло-, энергоснабжения и др.),
необходимых на время строительства и предусмотренных проектами организации
строительства и проектами производства работ;

ограждение строительной площадки в соответствии
с проектом производства работ;

обустройство участков для работы машин;

предусмотреть размещение бытовых и подсобных
помещений;

подготовить места для складирования материалов,
инвентаря, другого необходимого оборудования. Организация транспортирования,
складирования и хранения материалов, деталей, конструкций и оборудования должна
соответствовать требованиям стандартов и технических условий и исключать
возможность их повреждения, порчи и потерь;

обеспечить связь для оперативно-диспетчерского
управления производством работ; обеспечить строительную площадку
противопожарным водоснабжением и инвентарем, освещением и средствами
сигнализации. выполнить геодезическую разбивку осей сооружения с оформлением
акта со схемами расположения знаков разбивки и данными о привязке к базисной
линии и высотной опорной сети;

составить акт готовности объекта к производству
работ.

10.2.1
Монтаж наружного заземления

 Заземляющие устройства выполняют из
вертикальных стержней диаметром 16 мм длиной 5 м, и горизонтальных — из полосы
4х40, прокладываемой на глубине 0,5 м.

Механизированную разработку грунта проводят с
применением экскаватора.

Длина и конфигурация траншеи для контура
заземления определяется проектом.

Ширина траншеи при разработке определяется
шириной режущей кромки ковша экскаватора.

Заглубление вертикальных заземлителей
производится вручную или механизированным способом.

Соединение вертикальных и горизонтальных
заземлителей производится сваркой. Места соединения стыков после сварки должны
быть окрашены битумной мастикой.

Засыпка траншеи производится механизированным
способом.

10.2.2
Монтаж внутреннего заземления

 Заземление электрооборудования выполняют с
использованием нулевой жилы кабеля.

Заземление кабельных каналов выполняют путем
присоединения полос заземления внутри кабельного канала к наружным контурам
заземления.

Заземление кабельных конструкций и
металлоконструкций выполняется присоединением к общему контуру заземления.

Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению
или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления при
помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий или
защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки не
допускается.

соединение заземляющих и нулевых защитных
проводников должно быть выполнено: сваркой на магистралях, выполненных из
строительных профилей; болтовыми соединениями — на магистралях, выполненных
электромонтажными конструкциями; болтовыми соединениями или сваркой — при
подсоединениях к электрооборудованию; пайкой или опрессовкой — в концевых
заделках и соединительных муфтах на кабелях.

Контактные соединения в цепи заземления или
зануления должны соответствовать классу 2 по [23].

Места и способы подсоединений заземляющих и
нулевых защитных проводников к естественным заземлителям должны быть указаны в
рабочих чертежах.

Заземляющие и нулевые защитные проводники должны
быть защищены от химических воздействий и механических повреждений в
соответствии с указаниями, приведенными в рабочих чертежах.

Магистрали заземления или зануления и
ответвления от них в закрытых помещениях и в наружных установках должны быть
доступны для осмотра. Это требование не распространяется на нулевые жилы и
оболочки кабелей, на арматуру железобетонных конструкций, а также на
заземляющие и нулевые защитные проводники, проложенные в трубах, коробах или
замоноличенные в строительные конструкции.

Монтаж шунтирующих перемычек на трубопроводах,
аппаратах, подкрановых путях, между фланцами воздуховодов и присоединение сетей
заземления и зануления к ним выполняется организациями, монтирующими
трубопроводы, аппараты, подкрановые пути и воздуховоды.

Заземление канатов, катанки или стальной
проволоки, используемых в качестве несущего троса, должно быть выполнено с двух
противоположных концов присоединением к магистрали заземления или зануления
сваркой.

При использовании в качестве заземляющих
устройств металлических и железобетонных конструкций (фундаментов, колонн,
ферм, стропильных, подстропильных и подкрановых балок), все металлические
элементы этих конструкций должны быть соединены между собой, образуя
непрерывную электрическую цепь, железобетонные элементы (колонны), кроме этого
должны иметь металлические выпуски (закладные изделия) для присоединения к ним
сваркой заземляющих или нулевых защитных проводников.

Болтовые, заклепочные и сварные соединения
металлических колонн, ферм и балок, используемых при возведении зданий или
сооружений (в том числе эстакад всех назначений) создают непрерывную
электрическую цепь. При возведении здания или сооружения (в том числе эстакад
всех назначений) из железобетонных элементов непрерывная электрическая цепь
должна быть создана с помощью сварки арматуры прилегающих элементов конструкций
между собой либо приваркой к арматуре соответствующих закладных деталей. Эти
сварные соединения должны быть выполнены строительной организацией в
соответствии с указаниями, приведенными в рабочих чертежах.

При креплении электродвигателей с помощью болтов
к заземленным (зануленным) металлическим основаниям перемычку между ними
выполнять не следует.

металлические оболочки и броня силовых и
контрольных кабелей должны быть соединены между собой гибким медным проводом, а
также с металлическими корпусами муфт и металлическими опорными конструкциями.

Сечение заземляющих проводников для контрольных
кабелей должно быть не менее 4 мм2.

При использовании строительных или
технологических конструкций в качестве заземляющих и нулевых защитных
проводников на перемычках между ними, а также в местах присоединений и
ответвлений проводников должно быть нанесено не менее двух полос желтого цвета
по зеленому фону.

10.3
Требования к качеству и приемке работ

На всех этапах работ следует выполнять
производственный контроль качества строительно-монтажных работ, который
включает в себя входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий,
материалов и оборудования, операционный контроль отдельных строительных
процессов или производственных операций и приемочный контроль промежуточных и
окончательных циклов работ.

Контроль качества строительно-монтажных работ
должен осуществляться специалистами или специальными службами, оснащенными
техническими средствами, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту
контроля.

При входном контроле рабочей документации должна
производиться проверка ее комплектности и достаточности содержащейся в ней
технической информации для производства работ.

При входном контроле строительных конструкций,
изделий, материалов и оборудования следует проверять внешним осмотром их
соответствие требованиям стандартов или других нормативных документов и рабочей
документации, а также наличие и содержание паспортов, сертификатов и других
сопроводительных документов.

Операционный контроль осуществляется в ходе
выполнения строительных процессов или производственных операций с целью
обеспечения своевременного выявления дефектов и принятия мер по их устранению и
предупреждению.

качество производства работ обеспечивается
выполнением требований технических условий на производство работ, соблюдением
необходимой технической последовательности при выполнении взаимосвязанных
работ, техническим контролем за ходом работ.

При операционном контроле следует проверять
соблюдение заданной в проектах производства работ технологии выполнения
строительно-монтажных процессов; соответствие выполняемых работ рабочим
чертежам, строительным нормам и правилам. особое внимание следует обращать на
выполнение специальных мероприятий при строительстве на просадочных грунтах, в
районах с оползнями и карстовыми явлениями, вечной мерзлоты, а также при
строительстве сложных и уникальных объектов.

Оценку качества и приемку объекта выполняют на
основании следующих документов:

рабочих чертежей проекта;

актов приемки материалов, применяемых для
изготовления;

актов лабораторных испытаний;

актов контрольной проверки качества;

акта заключения по проведенным испытаниям;

исполнительной схемы расположения с указанием
отклонений от проектного положения в плане и результатов нивелировки;

актов на скрытые работы.

10.4
Защитные меры электробезопасности и область их применения

В электроустановках напряжением до 1 кВ с
заземленной нейтралью трансформатора применяют систему, при которой
металлические корпуса приемников электроэнергии с помощью защитных проводников
малого сопротивления преднамеренно соединены с заземленной нейтралью. Наличие
такого соединения превращает замыкание токоведущих частей на корпус
электроустановок в КЗ, вследствие чего происходит отключение аварийного участка
автоматическим выключателем или предохранителем. Эта система носит название
зануления. Основное назначение зануления заключается в обеспечении
автоматического отключения участка сети, на котором произошло замыкание
находящихся под напряжением проводников на металлические части электроустановок
[2].

Защитные заземления или зануления должны
обеспечивать в установках с заземленной нейтралью — автоматическое отключение
поврежденных участков сети.

В случаях, когда осуществление безопасности с
помощью заземления или зануления малоэффективно и вызывает значительные
трудности, успешно применяют системы защитного отключения, обеспечивающие
автоматическое отключение установки или ее части с временем 0,05-0,2с при
однофазных замыканиях на землю или на корпус оборудования, а также при
прикосновении человека к частям, находящимся под напряжением. Для обеспечения
электробезопасности все большее распространение получает применение двойной
изоляции, т.е. выполнение корпусов электрооборудования и аппаратов из
изолирующего материала или из материала с дополнительными изолирующими вставками
между корпусов и частями, которые могут находиться по напряжением при
повреждении изоляции токоведущих частей. Двойной изоляцией называется
совокупность рабочей и защитной (дополнительной) изоляции, при которой
доступные прикосновению части электрооборудования не приобретают опасного
напряжения при повреждении только рабочей или только защитной изоляции.

Для защиты людей от поражения электрическим
током при повреждении изоляции должно быть применено: заземление, зануление,
защитное отключение, двойная изоляция или выравнивание потенциалов.

Заземлению и занулению подлежат корпуса
электрических машин, трансформаторов, светильников; приводы электрических
аппаратов; вторичные обмотки измерительных трансформаторов; каркасы
распределительных щитов, щитов управления; металлические конструкции
распределительных устройств, кабельных конструкций, броня кабелей, стальные
трубы электропроводки; электрооборудование, размещаемое на движущихся частях
станков, машин, механизмов [2].

10.4.1
Определение напряжения прикосновения

При проектировании заземляющих устройств исходят
из допустимых значений напряжения прикосновения, которое определяется как
максимально допустимое напряжение, которое может быть приложено к человеку в
течение определенного времени [1].

Расчетное значение напряжения прикосновения [24]

 (10.1)

где  —
ток однофазного замыкания на землю в распределительном устройстве напряжения 10
кВ, А;

 — сопротивление
заземляющего контура, Ом;

 — коэффициент
прикосновения.

Коэффициент прикосновения определяется по
формуле [24]

 (10.2)

где  —
длина вертикального электрода, м;

 — длина
горизонтальных заземлителей, м;

 — площадь
заземляющего контура, м2;

 — расстояние между
вертикальными электродами, м;

— коэффициент,
значение которого определяется из [24], ;

 — коэффициент,
характеризующий условия контакта человека с землей.

Коэффициент, характеризующий условия контакта
человека с землей определяется по формуле [24]

 (10.3)

где
сопротивление тела человека, Ом;
сопротивление растекания тока со ступней человека. Сопротивление растекания
тока со ступней человека определяется по формуле

 (10.4)

где
удельное сопротивление грунта, .

Ом.

Коэффициент, характеризующий условия контакта
человека с землей определяем по формуле (10.3)

 

Коэффициент прикосновения определяем по формуле
(10.2)

Расчетное В.

Согласно [25] предельно допустимые значения
напряжения прикосновения при аварийном режиме производственных электроустановок
с частотой тока 50 Гц, напряжением выше 1000 В, с глухим заземлением нейтрали
не должны превышать значенияВ. Должно
выполняться условие

 (10.5)

Следовательно, условие выполняется и
обеспечивается необходимое значение напряжение прикосновения при аварийном
режиме работы электроустановки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения выпускной
квалификационной работы «Система электроснабжения деревоперерабатывающего
завода п.Березовый с разработкой мероприятий по повышению надежности
электроснабжения потребителей» произведено проектирование системы
электроснабжения деревоперерабатывающего завода, а так же предложены
мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей завода.

В первом разделе приведены исходные данные для
проектирования, в частности приведены численные значения основных электрических
нагрузок завода и дана общая характеристика проектируемых объектов.

Во втором разделе произведен расчет
электрических нагрузок завода, необходимый для дальнейшего выбора трансформаторной
подстанции, коммутационной аппаратуры и т.д.

В третьем разделе по результатам расчетов
электрических нагрузок завода произведен выбор комплектной трансформаторной
подстанции наружной установки 2КТПН-2500/10/0,4-2000КК с двумя силовыми
трансформаторами мощностью 2500 кВА каждый для электроснабжения потребителей
завода.

Так же произведен расчет и выбор компенсирующего
устройства, устанавливаемого в комплектной трансформаторной подстанции. кроме
того в разделе приведены технические данные камер высокого напряжения и панелей
низкого напряжения, устанавливаемых в распределительных устройствах комплектной
трансформаторной подстанции.

В четвертом разделе произведен расчет сети
низшего напряжения, выбраны параметры силовых кабелей, питающих электроприемники
деревоперерабатывающего завода, произведен расчет токов короткого замыкания в
сети низшего напряжения и выбрана коммутационная аппаратура для установки
непосредственно в распределительных щитах у электроприемников, а так же для
установки в панелях распределительного устройства 0,4 кВ трансформаторной
подстанции.

В пятом и шестом разделах рассчитаны устройства
заземления и молниезащиты. В качестве искусственных заземлителей выбраны
вертикальные стержневые электроды длиной 5 метров, соединенные между собой и с
главной заземляющей шиной стальной полосой. Молниезащита выполняется при помощи
молниеприемной заземленной металлической сетки, проложенной под неметаллической
кровлей (металлочерепица). Выступающие над крышей металлические элементы
присоединены к молниеприемной сетке.

В седьмом разделе предложены мероприятия по
повышению надежности электроснабжения потребителей деревоперерабатывающего
завода. В качестве мер предложены установка дизельного генератора, как
резервного источника для питания потребителей I
особой категории электроснабжения, и замена воздушной линии 10 кВ с применением
железобетонных опор и провода марки СИП-3. Защищенные провода изготавливаются
из термоупрочненного алюминиевого сплава. Провод покрыт изолирующей оболочкой
из атмосферостойкого светостабилизированного полиэтилена и имеет круглую форму
сечения. В конструкции провода может присутствовать водонабухающий слой
расположенный под изолирующей оболочкой. Провод СИП-3 характеризуется
стойкостью к ультрафиолетовому излучению, стойкостью к воздействию озона,
сохраняет механическую прочность и электрические параметры при температурах
окружающей среды от минус 50 ºС
до плюс 50 °С, не распространяет горение. На сегодняшний день применение
защищенных проводов является наиболее приемлемым и распространенным техническим
решением для ВЛ 6-20 кВ.

В экономическом разделе данного проекта
произведен расчет текущих расходов на содержание системы электроснабжения
деревоперерабатывающего завода.

В разделе безопасности жизнедеятельности
рассмотрен вопрос обеспечения безопасности персонала при обслуживании
комплектной трансформаторной подстанции, произведена оценка риска аварий на
объектах энергоснабжения.

В разделе электробезопасности приведена
технологическая карта для производства работ по монтажу наружного и внутреннего
заземления, а так же произведен расчет напряжения прикосновения. Согласно
результатам расчетов напряжение прикосновения не превышает допустимых значений,
а, следовательно, обеспечивается безопасность работы персонала.

система электроснабжение завод деревопереработка

список
ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства
электроустановок (Издание 7) [текст]: ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» — М.: НЦ
ЭНАС, 2009. — 640 с.

. Федоров, А.А. Справочник по
электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1. Электроснабжение [текст]/
Под общ. ред. А.А. Федорова. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 568 с.: ил.

. СНиП 23-05-95. Естественное и
искусственное освещение [текст]/ НИИСФ. — офиц. изд. — М.: ГУПЦПП, 1996. — 48
с. — (строительные нормы)

. Кнорринг, Г.М. Справочная книга
для проектирования электрического освещения [Текст]/ Г.М. Кнорринг, И.М. Фадин,
В.Н. Сидоров — 2-е изд., перераб. и доп. — СПб.: Энергоатомиздат, 1992. — 448
с.: ил.

. Файбисович, Д.Л. Справочник по
проектированию электрических сетей [Текст]/ под ред. Д.Л. Файбисовича — 2-е
изд., перераб. и доп. — М.: НЦ ЭНАС, 2006. — 349 с.

. Пашнин, В.М. Электроснабжение
промышленных предприятий: методические указания к курсовому проектированию для
студентов специальности «Электроснабжение промышленных предприятий» [текст]/
В.М. Пашнин — Хабаровск: ДВГУПС, 1999 — 49 с.

. Липкин, Б.Ю. Электроснабжение
промышленных предприятий и установок [Текст]/ Б.Ю. Липкин — 4-е изд., перераб.
и доп. — М.: Высшая школа, 1990. — 366 с.: ил.

. Пособие к «Указаниям по расчету
электрических нагрузок» [Текст]/ НИИСФ — М.: Тяжпромэлектропроект, 1993. — 23
с.

. Сюсюкин, А.И. основы
электроснабжения предприятий: В 2 ч. Ч1. [Текст]/ А.И. Сюсюкин — Тюмень:
ТюмГНГУ, 1998. — 204 с.

. инструкция по устройству
молниезащиты зданий и сооружений: РД 34.21.122 — 87 [текст] — М.:
Энергоатомиздат, 1987. — 40 с.

. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей Российской Федерации [Текст] — М.: НЦ ЭНАС,
2006.- 352с.

. ПОТРМ-016-2001. Межотраслевые
правила по охране труда при эксплуатации электроустановок [текст]/ утв. М-вом
энергетики РФ 13.04.01 : ввод. в действие с 01.11.01. -М.: НЦ ЭНАС, 2001.-216
с.

. РД 03-418-01. Методические
указания по проведению анализа риска опасных объектов [Текст] — М.: НЦ ЭНАС,
2000. — 10 с.

. Белов, С.В безопасность
жизнедеятельности: Учебник для ВУЗов [Текст]/ С.В. Белов, А.В. Ильницкая, А.Ф.
Козьяков и др.; под общ. ред. С.В. Белова — 6-е изд., испр. и доп. — М.: Высш.
шк., 2006. — 616 с.: ил.

. Официальный сайт Ростехнадзора
[Электронный ресурс] — режим доступа: www.vestipb.ru

. Гусарова, Е.В. Экономическое
обоснование эффективности проектных решений и внедрения новой техники на
железнодорожном транспорте: учеб. пособие [текст]/ Е.В. Гусарова. — Хабаровск:
Изд-во ДВГУПС. 2008. — 157 с.: ил.

. Гусарова, Е.В. Разработка
экономических показателей деятельности предприятия электрических сетей:
методические указания к курсовой работе [текст]/ Е.В. Гусарова.- Хабаровск:
изд-во ДВГУПС, 2005. — 28 с.: ил.

. Официальный сайт производителя
электротоваров GENERENT
[Электронный ресурс] — www.generent.ru

. Логинов, А.В. Пособие по
проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с
самонесущими изолированными и защищенными проводами. книга 4. Система
защищенных проводов напряжением 6-20 кВ [текст]/ А.В. Логинов, С.Е. Логинова,
Д.Г. Шаманов — 2-е издание, том 1 — СПб: ENSTO-
ОАО «РОСЭП», 2005. — 117 с.: ил.

. Типовой проект: Одноцепные
железобетонные опоры ВЛ 6-20 кВ с защищенными проводами СИП-3. Шифр 27.0002
[текст] — СПб: ОАО «РОСЭП», 2007. — 87 с.: ил.

. СНиП 3.01.01. Организация
строительного производства [текст] — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 36 с.

. ГОСТ 10434-82. Соединения
контактные электрические. Классификация. Общие технические требования [Текст] —
М.: Стандартинформ, 2007. — 15с.: ил.

. Официальный сайт Министерства
Энергетики Российской Федерации [Электронный ресурс] — www.minenergo.gov.ru

. Фоков, К.И. электрическая часть
станций и подстанций: методические указания на выполнение курсового проекта
[текст]/ К.И. Фоков — Хабаровск: ДВГУПС, 1996. — 30с.: ил.

. ГОСТ 12.1.038 — 82. Система
стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые
значения напряжения прикосновения и токов [Текст] — М.: Стандартинформ, 2006. —
6с.: ил.

Учебная работа. Расчет и исследование системы электроснабжения деревоперерабатывающего завода

Учебная работа. Расчет и исследование идеального цикла газотурбинных двигателей

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Расчет и исследование идеального цикла газотурбинных двигателей

Министерство
образования и науки российской Федерации

Пермский
государственный технический университет

Аэрокосмический
факультет

Кафедра
авиационных двигателей

Курсовая
работа

Расчет
и анализ идеального цикла газотурбинных двигателей

Выполнил: Борисов Е.А.

Группа Ад-08-2

Проверил: Ошевалов М.А.

г.
Пермь

Задание на курсовую работу

Исходные данные:

Ø Цикл: ,

Ø  Высота полета:

Ø  Скорость полета:

Ø  Состав топлива:

Ø  Температура перед турбиной:

Ø  дополнительное задание:

Рассчитать энергетические характеристики цикла с
политропным  сжатием в
диффузоре. Изобразить цикл на тепловой диаграмме. Объяснить причину изменения
термического КПД цикла.

Высота

температура

Бар.
давление

Плотность

Скорость
звука

1.   Определение параметров рабочего
тела

теплоемкость газовый адиабата
энтропия

Расчеты по определению параметров рабочего тела
проводят методом последовательных приближений, так как для расчета коэффициента
избытка воздуха a нужно знать значение pс,
а также продуктов сгорания, т.е. опять же от значения a.

В первом приближении задаемся показателем
адиабаты k и теплоемкостью ср,
близкими к соответствующим значениям для воздуха.

Зададимся:

Определим теоретически необходимое количество
воздуха L0, низшую теплоту сгорания топлива Hu

,

где C,
H, O
— содержание соответственно углерода, водорода и кислорода в массовых долях

,

где C,
H, O
— содержание соответственно углерода, водорода и кислорода, %

Определим степень повышения давления

,

где  —
скорость полета,


Определим коэффициент избытка воздуха  

Определим массовый состав продуктов сгорания

 

Рассчитаем значения теплоемкостей, показателя
адиабаты и газовой постоянной при температурах  и
 и
находим среднюю

При температуре

для CО2

для H2O
для
N2  

для О2

 

При температуре

для CО2
для
H2O

для N2 для
О2   

Определяем удельные газовые постоянные для
компонентов рабочего тела

Определяем удельную газовую
постоянную рабочего тела

Оценим погрешность определения
показателя адиабаты

найденное значение показателя адиабаты
отличается от заданного менее чем на 2%.

Параметры состояния рабочего тела в начальной
точке цикла выбираются в зависимости от высоты полета h.

давление после компрессора определяем по
заданному или рассчитанному ранее значению степени повышения давления pс.

Удельный объем газа по найденным значениям
давлений и температур находим из уравнения состояния.

параметры в точке 0

Параметры в точке

 

Параметры точки 3

параметры точки 5

Изменение внутренней энергии, энтальпии и
энтропии в процессах

Процесс 0-2

Процесс 2-3

Процесс 3-5

Процесс 5-0

Найдем начальное значение энтропии

(при нормальных условиях

3.   Определение цикловой работы и
термического коэффициента полезного действия

Определим количество подведенной теплоты

 

Определим цикловую работу

Определим термический КПД

4.   Изображение цикла на рабочей и
тепловой диаграмме

5.   Дополнительное задание

Рассчитать энергетические характеристики цикла с
политропным  сжатием в
диффузоре. Изобразить цикл на тепловой диаграмме. Объяснить причину изменения
термического КПД цикла.

Для определения изменения КПД цикла необходимо
пересчитать значения температур во всех точках цикла с учетом политропного
сжатия в диффузоре. При этом принимаем рассчитанные ранее значения степени
сжатия в диффузоре и компрессоре.

 

 

 

 

Найдем теплоемкость в политропном процессе

 

Определим подведенную и отведенную теплоту в
цикле и КПД

 

 

 

Для того чтобы построить  диаграмму
найдем

 

Термический КПД цикла уменьшился, т.к. сузился
диапазон средних температур подвода и отвода теплоты. Средняя
температура подвода теплоты возросла, а средняя температура отвода упала.

Заключение

Был проведен расчет и анализ идеального цикла
газотурбинного двигателя, результаты приведены в таблицах, построены тепловые
диаграммы P-v
и T-s
и проведен расчет энергетических характеристик цикла с политропным сжатием в
диффузоре.

параметры рабочего тела в точках цикла

0

26500

223,2

2,399

2

1695930

671,1

0,11

3

1695930

1280

0,21

5

26500

425,7

4,575

Энергетические характеристики процессов цикла

0-2

351567,468

479139,6

0

2-3

477916,27

651336,188

690,69

3-5

-670537,449

-913853,18

0

5-0

-158946,29

-216622,6

-690,69

Список использованной
литературы

1.   Мухачев Г.Н. термодинамика и
теплопередача / Г.Н. Мухачев, В.К. Щукин. — М.: Высш. Шк., 1991. — 480 с.

Учебная работа. Расчет и исследование идеального цикла газотурбинных двигателей