Электрооборудование и электрохозяйство завода металлообрабатывающих станков «Луч»

ВВЕДЕНИЕ

Целью дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения, электрооборудования и электрохозяйства станкостроительного завода «Луч».

Ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения новых комплектных преобразовательных устройств и т. д.

Решение многих задач промышленной электроэнергетики может быть получено технологическими средствами. Многовариантность задач систем электроснабжения промышленных предприятий обуславливает проведение технико-экономических расчетов (ТЭР), целью которых является экономическое обоснование выбранного технического решения.

Рационально выполненная система электроснабжения промышленного предприятия должна удовлетворять таким требованиям, как экономичность и надежность качества электроэнергии. При этом должна предусматриваться гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. Нужно по возможности принимать решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия необходимо учитывать многочисленные факторы: потребляемую мощность, категорийность, размещение электрических нагрузок и т. п. Задачей дипломного проекта является разработка надежной и целесообразной в технико-экономическом отношении системы внешнего и внутреннего электроснабжения завода.

ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС Рассматриваемый завод производит выпуск различного рода продукции, относящийся к области станкостроения. Продукция завода удовлетворяет нужды населения и промышленного производства. Весь технологический процесс завода можно разделить на две составляющие:

1) основной или главный технологический процесс;

2) вспомогательный технологический процесс.

В ходе основного технологического процесса происходит непосредственное преобразование исходного сырья в выпускаемую продукцию. Технология производства изделий на рассматриваемом заводе заключается в следующем:

поступающее со склада сырьё подвергается переработки в инструментальный цех, кузнечном цехе, литейном цехе, термическом цехе и электроцехе. Здесь для реализации технологического процесса используется прежде всего оборудование связанное с обработкой металлов (токарные, фрезерные станки, станки типа «обрабатывающий центр», шлифовальные станки, печи плавки металла для литья и т. п.). Потребителями электрической энергии в этом технологическом оборудовании являются прежде всего асинхронный двигатели с короткозамкнутым ротором малой и средней мощности, двигатели постоянного тока малой мощности, нагревательные элементы. Кроме этого, в цехах размещается осветительная установка использующая в своём составе лампы ДРЛ, лампы дневного света, лампы накаливания.

Основной технологический процесс не может быть реализован без так называемого вспомогательного технологического процесса, в ходе реализации которого выполняются мероприятия по обслуживанию основного технологического процесса. К таким мероприятиям можно отнести:

1) ремонт выходящего из строя оборудования основного технологического процесса. Данные задачи решаются в ремонтно-механическом цехе. Для ремонта вышедшего из строя оборудования применяются станки для механической обработки металла, подъёмники, электрокары и т. п. В состав перечисленного оборудования входят асинхронные двигатели и двигатели постоянного тока малой и средней мощности;

2) Данная задача в токарно-механическом цеху, реализует основной и вспомогательный технологические процессы. Для этих целей на заводе предусмотрен токарно-механический цех. В качестве электрооборудования в токарно-механическом цехе можно выделить осветительную установку в состав которой входят люминесцентные лампы и лампы накаливания, асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором малой мощности, токарные станки, и т. п.

3) выработка и контроль за реализацией различного рода управленческих функций (разработка технологического процесса выпуска продукции, обеспечение сырьём, контроль за реализацией готовых изделий…). Данные функции выполняются управленческим персоналом завода для размещения которого на территории предусмотрен заводоуправляющий корпус. Основной потребитель электрической энергии в заводоуправляющем корпусе — осветительная установка, использующая в своём составе лампы накаливания и лампы дневного света;

4) отладка основного технологического процесса и испытание готовых изделий. Данные мероприятия производятся на испытательной станции. Основным оборудованием здесь являются испытательные стенды содержащие в своём составе асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором и двигатели постоянного тока малой и средней мощности.

5) создание сжатого воздуха в пневмосетях завода, для этих целей используется компрессорная станция. Здесь применяются мощные асинхронные двигатели с фазным либо с короткозамкнутым ротором, которые и являются основным потребителем электрической энергии

6) обеспечение водоснабжения предприятия и отвода сточных вод, для этих целей на территории завода служит насосная. Основными потребителями электрической энергии в данном случае являются мощные синхронные двигатели.

Рисунок 1.1- Технологический процесс Кроме вышерассмотренных цехов, реализующих основной и вспомогательный технологические процессы, на территории предприятия находятся или могут находиться потребители непосредственно не имеющие отношение к процессу выпуска готовых изделий на заводе. Но поскольку они расположены на территории рассматриваемого предприятия, необходимо обеспечить их электроэнергией. Здесь можно выделить магазины, гараж, пожарное депо. В качестве потребителей электрической энергии здесь, прежде всего, выделяется осветительная установка, в состав которой входят люминесцентный лампы и лампы накаливания.

Ниже будут рассмотрены вопросы, связанные с проектированием системы электроснабжения завода. Проектируемая система электроснабжения должна учитывать особенности вышеупомянутых потребителей электрической энергии и обеспечивать бесперебойное их снабжение электрической энергией, не приводящее к сбою в технологическом процессе.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Таблица 2.1

Ведомость электрических нагрузок завода

Мощность системы — 1700 МВА.

Реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы — 0,15.

Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 12,3 км.

Рисунок 2.1 — Генеральный план завода

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК ЦЕХОВ И ЗАВОДА

3.1 Расчет мощности нагрузок напряжением 0,4 кВ Расчетные нагрузки цехов завода определим методом коэффициента спроса.

Активная мощность определяется следующим образом.

(3.1.1)

где Р_уст — номинальная активная мощность цеха;

К_с — коэффициент спроса для цеха;

Реактивная мощность определяется по следующей формуле:

(3.1.2)

гдеtg?=tg (arcos?);

tg?=tg (arcos (0,65))=1,17;

Расчет для остальных цехов производим аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 2.1.

Так как цех № 1 имеет сложную (Г-образную) форму то определим его площадь по формуле:

(3.1.3)

где, а — длина 1 крыла здания в — ширина 1 крыла здания с — длина 2 крыла здания

d — ширина 2 крыла здания

r — масштаб (1см — 66,67м)

Рисунок 1.2 — Определение площади цеха № 1

Расчет площади остальных цехов производим аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 2.1.

Активную нагрузку искусственного освещения определяем методом коэффициента спроса по формуле:

(3.1.4)

где К_со — принимаем равным 0,9;

у — удельная плотность осветительной нагрузки Рассчитываем реактивную нагрузку освещения:

(3.1.5)

Учитывая, что освещение цеха выполнено лампами ДРЛ, то есть tg_о=1,73, получим:

Определяем активную расчетную мощность цеха с учетом искусственного освещения:

(3.1.6)

Определяем реактивную мощность:

(3.1.7)

Полная мощность цеха с учетом искусственного освещения:

(3.1.8)

Расчет для остальных цехов выполняем аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 3.2.1.

Так как на данном этапе не известны потери мощности цеховых ТП, то потери мощности учитываем приближенно по суммарным значениям нагрузок в цехе напряжением до 1000 В.

Рассчитываем потери мощности в цеховых трансформаторах.

Потери активной мощности определяются по формуле:

(3.1.9)

Потери реактивной мощности определяются по формуле:

(3.1.10)

Активная мощность цеха с учетом потерь в трансформаторах:

(3.1.11)

Определяем реактивную мощность:

(3.1.12)

Определяем полную мощность цеха с учетом потерь мощности в трансформаторах:

(3.1.13)

Расчет для других цехов выполняем аналогично, и полученные результаты заносим в таблицу 2.2.1.

3.2 Расчет мощности нагрузок напряжением 6 кВ Определяем расчетную активную мощность:

(3.2.1)

Определяем расчетную реактивную мощность:

Определяем полную мощность:

(3.2.2)

Таблица 2.2.1

Расчетные данные

3.3 Расчет мощности осветительной нагрузки территории завода Определяем площадь освещаемой территории завода:

(3.3.1)

где F_з — площадь завода, равная 500 000 м²;

Определяем мощность, требуемую для освещения территории завода.

Активная мощность:

(3.3.2)

где К_сотер=1 — для внешнего освещения;

_тер=1.

Реактивная мощность:

(3.3.3)

где tg_отер=1,73 для территории, освещаемой лампами ДРЛ.

(2.3.4)

3.4 Расчет полной мощности завода Определяем полную активную мощность завода по формуле:

(3.4.1)

где К_рм=0,95 — коэффициент разновременности максимумов нагрузки.

Полная реактивная мощность завода:

(2.4.2)

Определяем полную мощность завода:

(3.4.3)

3.5 Расчет мощности компенсирующих устройств Определяем экономическую величину реактивной мощности в часы максимальных (активных) нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя:

(3.5.1)

где tg_э1 принимаем равным 0,3

Определяем мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить у потребителя:

(3.5.2)

4. ВЫБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4.1 Расчет мощности компенсирующих устройств Величину мощности БСК определяем по формуле:

(4.1.1)

где Q_рцi — реактивная мощность цеха;

n — количество цехов, в которых устанавливаются батареи Для цеха № 1 необходимая мощность БСК:

Расчет для остальных цехов выполняем аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 4.1.1.

Таблица 4.1.1

Расчет цеховых компенсирующих устройств

После выбора БСК проводим проверку:

(4.1.2)

4532,9>4400

Условие выполняется.

Окончательный расчет нагрузки с учетом установки БСК сводим в таблицу 4.1.2.

Таблица 4.1.2

Расчетные данные

4.2 Окончательный расчет полной мощности завода с учетом установки БСК Определяем полную активную мощность завода:

(3.2.1)

где К_рм=0,95 — коэффициент разновременности максимумов нагрузки.

Определяем полную реактивную мощность завода:

(3.2.2)

Определяем полную мощность завода:

(4.2.3)

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Картограммой нагрузок называют план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии.

Картограмма активных нагрузок необходима для выбора рационального места расположения подстанций и распределительных пунктов.

Геометрические изображения средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняют различными способами. Наиболее простой из них состоит в изображении степени интенсивности распределения нагрузок при помощи кругов. Он состоит в следующем: в качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии, значение его находят из условия равенства расчетной мощности Р_р площади круга:

Р_pi = r²_im,(5.1)

где r_i — радиус круга;

m — масштаб;

= 3,14.

(5.2)

где Р_ц — расчетная активная мощность цеха Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых равны соответственно осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.

Определяем радиус окружности цеха № 1:

m — принимаем равным 0,25 мм Осветительная нагрузка приемников электроэнергии (цехов, промышленного предприятия в целом и т. п.) показывается на картограмме в виде сегментов круга. Определяем долю осветительной нагрузки для цеха № 1:

(5.3)

Определяем радиус окружности цеха № 4:

Принимаем масштаб m=0,25 мм Расчет для остальных цехов сводим в таблицу 5.1:

Таблица 5.1

Расчет центра электрических нагрузок и доли осветительной нагрузки

Понятие центра электрических нагрузок введено в теорию электроснабжения промышленных предприятий по аналогии с понятием центра тяжести системы материальных точек. Теперь в связи с изучением распределения нагрузок в группе приемников это понятие получило иное обоснование.

ЦЭН группы электроприемников называется точка с координатами х_о; у_о, относительно которой показатели разброса нагрузок наименьшие. Показатели разброса нагрузок и центр электрических нагрузок являются взаимосвязанными простейшими характеристиками распределения нагрузок группы приемников.

Из данных таблицы определим координаты центра электрических нагрузок по оси абсцисс:

(4.4)

По оси ординат:

(4.5)

Отмечаем координаты центра электрических нагрузок на плане завода.

Так как расположение ППЭ в центре электрических нагрузок невозможно (недостаточное расстояние между цехами 2 и 3), то устанавливаем ППЭ с привязкой к цеху 2.

Рисунок 5.1 — Картограмма электрических нагрузок

6. Выбор рационального напряжения питания Комплекс основных вопросов при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятии наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку последними определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы и распределения. Под рациональным напряжением U_рац понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.

В проектной практике обычно используют следующее выражение для определения приближенного значения рационального напряжения:

(6.1)

где L — длина линии, км;

Р_рз — расчетная активная мощность завода, МВт.

Намечаются два уровня напряжения из стандартногоряда-35 и 110 кВ. Для выбора одного из них произведем технико-экономический расчет (ТЭР).

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Для выбора напряжения питания произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов — 35 кВ и 110 кВ.

Для обоих вариантов общими являются следующие условия:

— воздушные линии длинной L=12,3 км выполнены сталеалюминиевыми проводами марки АС;

— район по гололеду принимаем II;

— трансформаторы двухобмоточные с номинальной мощностью S_ном=10 МВА;

— расчётная мощность завода S_рз=11 431,5 кВА;

— время использования максимальной нагрузки: Т_мах=5880 ч.

— время максимальных потерь ф определяется по формуле:

(7.1)

где — время максимальных потерь, ч;

— время использования максимальной нагрузки, ч.

;

— удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии;

— экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов j_эк=1,0 А/мм² (при Т_мах>5000 ч).

Порядок определения приведенных затрат по каждому из сопоставляемых вариантов:

а) Определяются капитальные вложения. При этом можно не учитывать одни и те же элементы, повторяющиеся в обоих вариантах, а именно К_ЗРУ.

Устройства компенсации потерь мощности в обоих вариантах отсутствуют, в связи с этим принимаем равными нулю элементы К_КУ и к_уд(К_доп).

б) Определяются ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети. При этом для линии суммарный коэффициент _л=2,8%, а для подстанции- _пс=9,4%.

в) Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии.

г) Определяются приведенные затраты без учёта ущерба, полагая, что оба варианта обладают одинаковой надежностью электроснабжения.

Оптимальным по экономическим показателям будет являться вариант, характеризующийся минимальными приведенными затратами.

6.1 Расчет приведенных затрат при U_сети=35 кВ Ток в одной линии в нормальном и послеаварийном режиме:

(7.1.1)

.(7.1.2)

где — ток нормального режима, А;

— количество линий, шт;

— ток послеаварийного режима, А.

.

Экономическое сечение линии:

(7.1.3)

где — экономическое сечение линии, мм²;

— экономическая плотность тока, А/мм².

Принимаем сечение95мм².

По ПУЭ длительно допустимый ток при таком сечении равен 330 А, т. е. I_доп>I_пар.

Тогда капитальные вложения на сооружение линии:

(6.1.4)

тыс. руб.

Стоимость двух трансформаторов: тыс. руб.

Стоимость выбранной схемы РУ ВН: тыс. руб.

Постоянная часть затрат по подстанции: тыс. руб.

Капиталовложения в строительство подстанции:

(6.1.5)

тыс.руб.

Общие капиталовложения:

(7.1.6)

К=11 634,5+67 650=79284,5 тыс. руб.

Издержки на амортизацию и ремонт линии и подстанции:

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные потери энергии складываются из постоянных потерь в линии и потерь в трансформаторе (постоянных и нагрузочных):

(7.1.7)

гдепотери электроэнергии, кВТч;

— потери хх трансформатора, кВт;

— нагрузочные потери активной мощности в трансформаторе, в линии, кВт;

Т=8760 ч. — число часов в году;

— время максимальных потерь, ч.

Параметры линии: АС-95/16: R_л=3,76 Ом.

Потери активной мощности:

(7.1.8)

.(7.1.9)

где — активные сопротивления трансформатора, линии, Ом;

— полная мощность нагрузки, кВА;

— номинальное напряжение, кВ.

S_нагр=S_рз=11 431кВА,

.

Издержки, связанные с потерями электроэнергии, определяются по формуле:

(7.1.10)

гдеудельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии, руб/кВтч;

— суммарные потери энергии, кВтч.

тыс. руб Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И = И_л + И_п/ст + И_w (7.1.11)

И=1894,2+1093,6+2144=5131,8 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З = Е_н К + И+У (7.1.12)

где Е_н — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е_н = 0,12;

У — возможный ежегодный народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям из-за перерывов электроснабжения, руб.

тыс.руб.

6.2 Расчет приведенных затрат при U_сети=110 кВ Ток в одной линии в нормальном и послеаварийном режиме:

.

Экономическое сечение линии:

По условиям коронирования минимальное сечение на напряжение 110 кВ равно 70 мм².Принимаем стандартное сечение провода 70 мм². По ПУЭ длительно допустимый ток при таком сечении равен 265А, т. е. I_доп>I_пар.

Капитальные вложения на сооружение линии:

тыс. руб.

Стоимость двух трансформаторов: тыс. руб.

Стоимость выбранной схемы РУ ВН: тыс. руб.

Постоянная часть затрат по подстанции: тыс. руб.

Капиталовложения в строительство подстанции:

тыс.руб.

Общие капиталовложения:

К=86 100+20145=106 245 тыс. руб.

Издержки на амортизацию и ремонт линии и подстанции:

тыс.руб.

тыс.руб.

Параметры линии АС-70/11: R_л=5,3 Ом.

Потери активной мощности:

.

Издержки, связанные с потерями энергии:

тыс.руб.

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И=2410,8+1893,6+4202=80 506,4 тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс.руб.

В результате проведения технико-экономического расчета мы получили, что напряжение питания завода металлообрабатывающих станков целесообразно выбратьU_сети=35кВ с приведенными затратами З= 14 645,9, чем 110кВ с З= 21 255,8, так как даже по условию затраты превосходят более, чем на 15%.

8. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Рациональное напряжение U_рац распределения электроэнергии выше 1000 В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ, начиная с собственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряжения, а также напряжения системы питания. Для учебного проектирования ТЭР не проводим. Поэтому при выборе напряжения распределения пользуемся следующими условиями.

Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10−15%, то U_рац распределения принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то U_рац распределения принимается равным 6 кВ.

При других процентных соотношениях нагрузок выбор рационального напряжения следует осуществлять на основе экономического сравнения вариантов.

Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу:

(7.1)

По согласованию с руководителем проекта выбираем напряжение распределения — 10 кВ. Для приемников с напряжением питания 6 кВ будем устанавливать понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

9. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПГВ

9.1 Суточный график нагрузки Построение суточного графика нагрузки предприятия необходимо для определения среднеквадратичной нагрузки и выбора силовых трансформаторов ПГВ. Для построения графиков используем типовые таблицы суточной загрузки электрооборудования проектируемой отрасли промышленности.

Составляем таблицу суточной нагрузки станкостроительного завода в зимний период.

Таблица 9.1.1

Суточная нагрузка завода в зимний период

По этим данным строим суточный график нагрузки станкостроительного завода:

Вычисляем среднеквадратичную мощность:

(9.1.1)

9.2 Выбор трансформатора Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных 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 трансформаторов необходимо учитывать требование резервирования потребителей, исходя из следующих соображений. Потребители 1-й категории должны получать питание от двух независимых взаимно резервирующих источников электроэнергии, и перерыв их электроснабжения (при нарушении электроснабжения от одного из источников питания) может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. При питании этих потребителей от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору. Обеспечивая питание потребителей 1-й категории от одной подстанции, необходимо иметь по одному трансформатору на каждую секцию шин высокого напряжения. При этом для обеспечения питания потребителей мощность трансформаторов должна быть выбрана с учетом допустимой перегрузки каждого из них при отключении любого из трансформаторов. Для электроснабжения особой группы электроприемников 1-й категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

Ввод резервного питания потребителей 2-й категории должен осуществляться действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции необходимо иметь два трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получить питание от подстанции с одним трансформатором при наличии «складского» резервного трансформатора. При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует использовать трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (система РПН).

Определяем требуемую мощность одного трансформатора:

(9.2.1)

где К_зmax — максимальный коэффициент загрузки трансформатора равный 1,5.

Выбираем трансформатор ТМН-10 000/35 со следующими данными S_ном=10 МВА; U_вн=35 кВ; U_нн=10,5кВ; Р_х=12,5 кВт; Р_к=60 кВт; U_к=8%; I_х=0,6%.

Произведем проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

(9.2.2)

где — коэффициент предварительной загрузки;

— номинальная мощность трансформатора, кВА;

— расчетная полная мощность завода в i-й момент времени суток, кВА;

Коэффициент послеаварийнойперегрузки:

(9.2.3)

где — коэффициент послеаварийной перегрузки;

— номинальная мощность трансформатора, кВА;

— расчетная полная мощность завода в i-й момент времени суток, кВА;

Коэффициент максимальной перегрузки:

(9.2.4)

где — коэффициент максимальной перегрузки трансформатора.

Если, то, иначе,

Время перегрузки по графику составляет 15 часов, время перегрузки по ГОСТ 14 209– — 24 ч. Следовательно, трансформатор проходит по нагреву.

Выбираем его к установке.

Определяем нормальную загрузку трансформатора (в номинальном режиме):

(8.2.5)

где S_нт — номинальная мощность трансформатора.

Определяем загрузку трансформатора при работе в послеаварийном режиме:

(8.2.6)

10. ВЫБОР СХЕМЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Так как на заводе есть потребитель 1-й категории, то следует принять схему ППЭ, по условиям учебного проектирования с выключателями на стороне высокого напряжения. Для снижения токов КЗ и облегчения работы аппаратов в нормальном режиме обычно применяют раздельную работу трансформаторов. Для резервирования части нагрузки при отключении одного из работающих трансформаторов второй включается с помощью секционного автоматического выключателя. Ввод резервного питания для потребителей первой категории должен осуществляться автоматически.

Рисунок 10.1 — Схема РУ на стороне высокого напряжения

11. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов.

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1. нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

2. нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

3. потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии электропередачи от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4. механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5. коронирование — фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Влияние и учет перечисленных факторов в воздушных и кабельных линиях неодинаковы.

Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ, производят по так называемой экономической плотности тока J_э (так как в данном случае этот фактор является определяющим). Величина J_э зависит от материала провода и количества часов использования максимума нагрузки.

11.1 Определение мощности потерь трансформатора ПГВ Определяем активные потери трансформатора:

(10.1.1)

где _?Р_х — потери холостого хода (опыт х.х.)

_?Р_к — потери короткого замыкания (опыт к.з.)

Определяем реактивные потери трансформаторов:

(11.1.2)

где I_х — ток холостого хода

(11.1.3)

где U_к — напряжение короткого замыкания

(11.1.4)

Определяем полные потери трансформатора:

(11.1.5)

Определяем мощность линии:

(11.1.6)

(11.1.7)

(11.1.8)

11.2 Расчет и выбор сечения провода Определяем ток в линии в нормальном и послеаварийном режиме:

Нормальный режим:

(11.2.1)

где n — количество линий;

U_с — напряжение сети.

Послеаварийный режим:

(11.2.2)

Рассчитываем сечение провода по экономической плотности тока:

(11.2.3)

По полученному сечению выбираем алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-95/16 мм².

11.3 Проверка выбранного провода Проверяем провод по условию допустимого нагрева. По ПУЭ допустимый предельный ток для провода сечением 95/16 мм² равен 330 А, следовательно I_пар=191 А д=330 А. Провод по данному условию проходит.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в нормальном и послеаварийном режимах:

Нормальный режим.

Определяем активное сопротивление линии:

(11.3.1)

где r₀ — активное сопротивление провода на 1 км;

l — длина линии;

n — количество линий.

Определяем индуктивное сопротивление:

(10.3.2)

где х₀ — индуктивное сопротивление провода на 1 км.

Определяем потери напряжения:

(11.3.3)

2,5% < 10−15% условие выполняется.

Послеаварийный режим. Определяем активное сопротивление линии:

(11.3.4)

Определяем индуктивное сопротивление:

(11.3.5)

Определяем потери напряжения:

(11.3.6)

5,8% < 20% условие выполняется.

Выбранное сечение провода проходит по всем условиям.

12. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ Для выбора ячеек ЗРУ определяем ток нагрузки по формуле:

(12.1)

Выбираем ячейки серии КРУ.

Для двухобмоточных трансформаторов применяем следующую схему:

Рисунок 12.1 — Схема РУ на стороне низкого напряжения

13. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ Выбор двигателей осуществляется по установленной мощности и номинальному напряжению.

Таблица 13.1

Параметры высоковольтных двигателей

Двигатели серии СТД общего назначения.

14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И КОЛИЧЕСТВА ЦЕХОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы, и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным. При невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно (как следующий вариант) рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции применять только в тех случаях, когда:

— от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

— размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по соображениям пожарои взрывобезопасности;

— размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на её оборудование химических веществ.

При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготовляемые на заводах и транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием.

Определяем удельную плотность электрической нагрузки:

(14.1)

где F — площадь цеха.

Расчет для других цехов выполняем аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 13.1.

Так как плотность электрической нагрузки не превышает 0,2 кВА/м², то мощность трансформаторов не может превышать 1000 кВА. По величине расчетной максимальной мощности цеха S_рц выбираем два трансформатора ТМ-630/10 со следующими данными S_ном=630 кВА; U_вн=10 кВ; U_нн=0,4 кВ; Р_х=1,42 кВт; Р_к=7,6 кВт; U_к=5,5%; I_х=2%.

Проверяем их на перегрузочную способность:

(14.2)

(14.3)

Таким образом, трансформаторы обеспечивают резервирование.

Определяем потери в трансформаторе.

Активные потери трансформаторов:

(13.4)

Реактивные потери трансформаторов:

(14.5)

(14.6)

(13.7)

Определяем полные потери трансформатора:

(13.8)

Таблица 14.1

Результаты расчетов

15. ВЫБОР СПОСОБА КАНАЛИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

15.1 Схемы внутреннего электроснабжения Схемы внутреннего электроснабжения делятся на радиальные и магистральные.

Радиальными называются схемы, в которых электроэнергию от центра питания (электроподстанции предприятия, подстанции или распределительного пункта) передают прямо к цеховой подстанции без ответвления на пути для питания других потребителей. Такие схемы имеют значительное количество отключающей аппаратуры и число питающих линий.

Рисунок 15.1.1 — Радиальные схемы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия Схема (рис. 15.1.1, а) предназначена для питания потребителей 3-й категории, схема (рис. 15.1.1, б) — для питания потребителей 2-й категории, перерыв питания которых допускается на время ручного ввода резерва. Для электроснабжения потребителей 1-й категории применяют схему (рис. 15.1.1, в), но ее также используют и для питания потребителей 2-й категории, перерыв в питании которых влечет за собой нарушение технологического процесса и остановку производства.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания нецелесообразны. Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести подстанций с общей мощностью потребителей не более 5000−6000 кВА. Эти схемы характеризуются пониженной надежностью питания, но дают возможность уменьшить число отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.

Рисунок 15.1.2 — Магистральная схема питания со сквозными двойными магистралями Когда необходимо сохранить преимущество магистральных схем и обеспечить высокую надежность питания, применяют систему транзитных (сквозных) двойных магистралей (рис. 15.1.2). В этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, оставшегося в работе.

В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципам. Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питаются по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируются, и питание их осуществляется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями (смешанные схемы питания).

15.2 Выбор сечения кабельных линий Произведем расчет кабеля от ПГВ до цеха № 1.

Мощность кабеля:

(14.2.1)

Расчетный ток в номинальном режиме:

(15.2.2)

Определяем экономическое сечение кабеля:

(15.2.3)

где j_эк — экономическая плотность тока при использовании максимума нагрузки 3000−5000 часов.

Ток в послеаварийном режиме:

(15.2.4)

Выбор кабеля производим по нагреву током нормального и послеаварийного режимов с учетом поправочных коэффициентов.

По таблице стандартных сечений предварительно выбираем кабель сечением жилы 16 мм² с допустимым током 75 А.

Проверяем по следующим условиям:

(15.2.5)

>I_н.р.

(15.2.6)

>I_ПАР

где К₁=1 — коэффициент допустимой кратковременной перегрузки в нормальном режиме работы;

К₂=1 — коэффициент дополнительной перегрузки на период ликвидации аварий;

К₃=1 — поправочный коэффициент на реальную температуру окружающей среды;

К₄=1 — поправочный коэффициент на количество кабелей, проложенных в одной траншее;

К₅=1 — поправочный коэффициент на реальное удельное сопротивление земли;

К_п=1,3 — коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для кабелейс бумажной изоляцией — 30%).

Окончательно принимаем кабель марки ААВ-3×16.

Расчет для остальных кабелей производим аналогично, и полученные результаты сводим в таблицу 15.2.1.

Таблица 15.2.1

Результаты расчетов

Рисунок 15.2.1 — Канализация электроэнергии

16. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Рисунок 16.1 — Исходная схема Составляем схему замещения:

Рисунок 16.2 — Схема замещения Расчет токов КЗ в точке К₁:

Принимаем базисные условия:

S_б=S_с=1700 МВА

U_б=37,5 кВ Е_с=1

Определяем базисный ток:

(16.1)

Сопротивление воздушной линии:

(16.2)

(16.3)

Сопротивление точки К₁:

(16.4)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₁:

(16.5)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₁:

(16.6)

Ударный коэффициент:

(16.7)

Ударный ток КЗ:

(16.8)

Определяем ток КЗ в точке К₂:

Принимаем базисные условия:

S_б=S_с=1700 МВА

U_б=10,5 кВ Так как двигатели подключены через трансформаторы, т. е. электрически удалены, ток подпитки от них не учитываем.

Определяем базисный ток:

Сопротивление трансформатора:

(16.9)

Сопротивление точки К2:

(16.10)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₂:

(16.11)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₂:

(15.12)

Ударный коэффициент:

Ударный ток КЗ:

Определяем ток КЗ в точке К₃:

Принимаем базисные условия:

S_б=S_с=1700 МВА

U_б=6,3 кВ Определяем базисный ток:

Сопротивление кабельной линии:

(16.13)

(16.14)

Сопротивление трансформатора:

(16.15)

Сопротивление до точки к.з.:

(16.16)

Сопротивление двигателя:

(16.17)

(16.18)

(16.19)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₃:

(16.20)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К₃:

Ударный коэффициент:

Ударный ток КЗ:

Расчет токов КЗ в точке К₄:

Рисунок 16.3 — Схема замещения Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно 0.

Сопротивление силового трансформатора ТП-3:

Активное сопротивление:

(16.21)

Индуктивное сопротивление:

(16.22)

Сопротивление трансформатора тока при токе большем 500 А:

r_та=0 мОм, х_та=0 мОм сопротивление автоматического выключателя I_н=4000 А:

r_кв=0,1мОм, х_кв=0,05мОм включает в себя сопротивление контактов.

сопротивление контактов:

r_к=1мОм сопротивление шинопровода:

r_ш=1,5мОм, х_ш=1,7мОм сопротивление дуги:

r_д=4 мОм результирующее сопротивление схемы замещения:

(15.23)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-4.

(15.24)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К4:

Ударный коэффициент:

Ударный ток КЗ электроснабжение нагрузка подстанция осветительный

17. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ К коммутационным аппаратам выше 1000 В относятся высоковольтные выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители и короткозамыкатели. Все эти аппараты имеют свои назначения и области применения и, как следствие, к ним предъявляют соответствующие требования. Все данные аппараты должны удовлетворять условиям длительной работы, режиму перегрузки и режиму возможных коротких замыканий. Аппараты должны соответствовать условиям окружающей среды (открытая или закрытая установки, температура, запыленность, влажность и другие показатели окружающей среды). Как правило, все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах короткого замыкания и перенапряжениях.

Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции. Всегда имеется запас электрической прочности, оговариваемый техническими условиями на изготовление и позволяющий аппарату работать длительное время при напряжении 10−15% выше номинального (максимальное рабочее напряжение аппарата). Отклонение напряжения на практике обычно не превышает этих величин. Поэтому при выборе аппарата достаточно соблюсти условие где — номинальное напряжение аппарата; - номинальное напряжение сети.

При протекании номинального тока при номинальной температуре окружающей среды аппарат может работать неопределенно долго без допустимого перегрева. Поэтому аппарат надлежит выбирать так, чтобы максимальный действующий рабочий ток цепи не превышал номинального тока, указанного в паспорте аппарата (расчетная температура окружающей среды принята +35°С)., где — номинальный ток аппарата; - наибольший ток утяжеленного режима.

Аппараты, выбранные по номинальному напряжению и номинальному току, подлежат проверке на термическую и динамическую стойкости при токах короткого замыкания

17.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей Ток в питающей линии ВЛЭП в нормальном режиме I_н.р. = 95,4 А; послеаварийном режиме — I_пар= 191 А.

Предварительно выбираем выключатель ВБ-35−25(31,5)/630−1600 УХЛ2.

(16.1.1)

Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

17.2 Выбор и проверка выключателей на стороне 10 кВ Выбираем выключатель на отводе трансформатора ВВУ-СЭЩ-Э (П)3−10 УХЛ2.

Максимальный рабочий ток:

(17.2.1)

(17.2.2)

Предварительновыбираем выключатель марки ВВУ-СЭЩ-Э (П)3−10 УХЛ2.

Данный выключатель по условиям проверки проходит.

17.3 Выбор типа ячеек 10 кВ Водные, отходящие и секционные ячейки выбираем типа КРУ-СЭЩ-63 Самарского завода ОАО «Электрощит»

U_ном =10 кВ, остальные параметры ячеек выбраны исходя из параметров нагрузок каждого цеха.

Для подключения высоковольтных двигателей в цехах № 4 и № 5 выбраны ячейки серии КРУ специального исполнения, параметры которого выбираются по листу согласования с поставщиком.

17.4 Выбор и проверка разъединителей Предварительно выбираем разъединитель РНД-35 1000У1.

Разъединитель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

17.5 Выбор и проверка трансформаторов тока По напряжению и току в первичной обмотке трансформатора тока выбираем трансформатор тока марки ТШЛП-10:

Проверку на динамическую стойкость не делаем, т.к. это — шинный трансформатор тока. Трансформаторы тока включены в сеть по схеме «неполной звезды» на разность токов двух фаз.

Чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия z_2номz₂

(17.5.1)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности:

(17.5.2)

Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в шкафах КРУ 1 = 6 м, т.к. схема соединения — неполная звезда, то l_р =):

(17.5.3)

Сопротивление контактов г_к принимаем 0,10 м (т.к. приборов более 3).

Трансформатор тока по условиям проверки подходит.

17.6 Выбор и проверка трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения на ПГВ (РУНН) выбираем по конструкции, схеме соединения; U_с.ном = U_1ном, где U_с.ном — номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; U_1ном — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ; классу точности; S_2ном^>S_2расч, где S_2расч — расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, В А; S_2ном — номинальная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, ВА.

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ — 10.

U_с.ном =U_1ном= 10кВ; класс точности 0,5; S_2ном =120 ВА S_2расч =35,5 ВА, трансформатор напряжения подобран правильно.

17.7 Выбор и проверка выключателей на стороне 6 кВ Выбираем выключатель на отводе трансформатора.

Максимальный рабочий ток Предварительно выбираем выключатель марки ВБЭМ-10−20(12,5)/1000(800) У2.

Данный выключатель по условиям проверки проходит.

17.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 0,4 кВ Выбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции № 3.

(17.8.1)

Выбираем выключатель марки ВА75−47:

Выключатель по условиям проверки подобран правильно.

Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки:

(17.8.2)

Принимаем уставку I_расц = 4000 А

Выбор для других подстанций сведен в таблицу 16.8.1.

Таблица 17.8.1

Результаты выбора

18. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ ПГВ

Все электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей;

б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения элемента.

Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

19. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Составляем схему замещения (рис. 19.1).

Рисунок 19.1 — Схема замещения

Выбираем базисное напряжение U_б=U_вс=37,5 кВ

Рассчитываем сопротивление системы по формуле:

(19.1)

Максимальное сопротивление системы:

(19.2)

Минимальное сопротивление системы:

(19.3)

Рассчитываем активное сопротивление линии W₁:

r_w=r₀· l_w (19.4)

r_w1=0,306· 12,3=3,76 Ом

Индуктивное сопротивление:

х_w=х₀· l_w(19.5)

х_w1=0,421· 12,3=5,18 Ом

Рассчитываем сопротивление трансформатора Т₁

(19.6)

Минимальное сопротивление трансформатора:

(19.7)

Максимальное сопротивление трансформатора:

(19.8)

Где (19.9)

Рассчитываем активное сопротивление кабельной линии W₂:

(19.10)

Индуктивное сопротивление:

(19.11)

Рассчитаем токи по формуле:

(19.12)

Точка К₁.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.13)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.14)

Точка К₂.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.15)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.16)

Точка К₃.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.17)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания:

(19.18)

Ток двухфазного короткого замыкания определяем по формуле:

(19.19)

Точка К₄.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

(19.20)

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне:

(19.21)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

(19.22)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне:

(19.23)

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне:

Точка К₅.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

(19.24)

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне:

(19.25)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

(19.26)

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне:

(19.27)

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания приведенный к высокой стороне:

минимальный ток двухфазного короткого замыкания приведенный к низкой стороне

Занесем все рассчитанные токи короткого замыкания в таблицу 19.1:

Таблица 19.1

Токи короткого замыкания в точках К₁, К₂, К₃, К₄, К₅.

20. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ С РЕЛЕ РНТ-565

Рисунок 20.1 — Упрощенная схема подключения реле РНТ-565

(TLAT — насыщенный трансформатор тока (НТТ); КА — реле тока; щ_ур1, щ_ур2 — уравнительные обмотки дифференциального реле; щ_р — рабочая (дифференциальная) обмотка, включенная на разность вторичных токов; щ_к — короткозамкнутая обмотка, повышающая отстройку реле от токов небаланса и бросков намагничивающего тока; щ₂ — вторичная обмотка НТТ)

Определим первичные токи на стороне высокого и низкого напряжения, а также вторичные токи в плечах защиты.

Расчет токов сведем в таблицу 20.1

Таблица 20.1

Расчет первичных, вторичных токов, коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока

В качестве основной стороны защиты принимается сторона, на которой протекает больший вторичный ток. В данном случае это сторона высокого напряжения.

Максимальный первичный ток, проходящий через защищаемый трансформатор при трехфазном коротком замыкании на шинах низкого напряжения:

Определяем первичный ток небаланса без учета составляющей: ток небаланса трансформаторов тока

(20.1)(20.2)

где К_апер=1 — коэффициент апериодичности, учитывающий переходный режим;

К_о=1 — коэффициент однородности;

е=0,1 — полная погрешность трансформаторов тока.

Ток небаланса автоматического регулирования:

(20.3)

где _?U_* — половина суммарного диапазона регулирования.

Подставляем выражения, получаем:

(20.4)

Определяем предварительно, без учета, значения тока срабатывания.

а) по условию отстройки от тока небаланса:

(20.5)

где К_о=1,3 — коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас.

б) по условию отстройки от броска тока намагничивания:

(20.6)

где К_о=1,3 для реле РНТ-565 при условии, что надежность отстройки уточняется при первом (пятикратном) включении трансформатора под напряжение.

Из двух полученных значений к расчету принимаем наибольшее. Предварительная оценка чувствительности защиты.

Коэффициент чувствительности защиты найдем по формуле:

(20.7)

где — минимальное значение периодической составляющей тока КЗ, рассматриваемого вида m;

I_сз — ток срабатывания защиты

— коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты на рассматриваемой стороне (n), и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора.

В данном случае

Рассчитываем коэффициент чувствительности:

Расчет числа витков обмоток реле для основной стороны трансформатора.

Определяем число витков обмоток реле по формуле:

(20.8)

где F_ср=100 А для реле РНТ-565.

Ток срабатывания реле найдем из выражения:

(20.9)

Число витков обмоток:

Округляем полученное значение до ближайшего меньшего целого — щ_осн=щ_1ур= 9 витков.

Расчет числа витков обмотки реле для не основной стороны.

Число витков обмотки реле:

(19.10)

Округляем полученное значение до ближайшего целого — щ_I=щ_2ур= 9 витков.

Уточнение тока небаланса.

Вычисляем ток небаланса с учетом числа витков трансформаторов тока:

(19.11)

Уточненный ток небаланса:

I_нб=271+53,8=324,8 А

Определяем ток срабатывания защиты:

(19.12)

Определение коэффициента отстройки защиты.

Вычислим коэффициент отстройки защиты:

(19.13)

Действительное значение К_о должно быть не менее 1,3.

Так как К_о<1,3, то принимаем число витков для основной стороны равным 8:

щ_I=щ_2ур= 8 витков.

I_нб=271+53,8=324,8 А

Окончательно принимаем щ_осн=8, щ_неосн=8

Окончательное значение коэффициента чувствительности:

удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Принимаем к установке дифференциальную защиту на основе реле РНТ-565

21. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

Рисунок 21.1 — Функциональная схема максимальной токовой защиты

МТЗ срабатывает при повышении тока защищаемого элемента сверх установленного тока срабатывания. Это защита с относительной селективностью. МТЗ обязательно устанавливается на понижающие трансформаторы любой мощности, либо в качестве основной или резервной защиты. На трансформаторах мощностью менее 1 МВА МТЗ является основной защитой, так как на них не устанавливают дифференциальную и газовую защиту. Кроме того, МТЗ является основной защитой шин низкого напряжения и вспомогательной защитой для элементов сети низкого напряжения. Для трансформаторов мощностью более 1 МВА МТЗ является основной защитой при КЗ на шинах низкого и среднего напряжения, и является резервной для отходящих элементов низкого и среднего напряжения.

Выбор тока срабатывания МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ определим по формуле:

(20.1)

где К_о=1,1ч1,2- коэффициент отстройки (для реле типа РТ-40, РТ-80);

К_в=0,8ч0,85 — коэффициент возврата (для реле типа РТ-40, РТ-80);

I_раб.max — максимальный рабочий ток, проходящий через защищаемый элемент:

(21.2)

Определение тока самозапуска и коэффициента самозапуска.

Приближенно определим токи самозапуска промышленной нагрузки:

(21.3)

Ток самозапуска определяется как ток 3^х-фазного КЗ за эквивалентным сопротивлением:

(21.4)

Ток самозапуска определяется из выражения:

(21.5)

Вычислим коэффициент самозапуска:

(21.6)

Определение минимального остаточного напряжения.

Определяем минимальное остаточное напряжение на шинах подстанции в начале самозапуска:

(20.7)

Минимальное остаточное напряжение в относительных единицах:

(20.8)

Считаем, что самозапуск возможен:

(21.9)

Определение тока срабатывания защиты выключателя.

Определяем ток срабатывания защиты выключателя QB1:

Коэффициент чувствительности:

(21.10)

> 1,5

Соответствует требованиям ПУЭ.

Выбор времени срабатывания защиты.

Время срабатывания защиты выбирается по ступенчатому принципу, тем большей, чем ближе включена защита к источнику питания:

t_сзQB1=t_сзw2+_?t (21.11)

где _?tступень селективности, равная 0,3ч0,6 сек.

t_сзQB1=0,5+0,5=1 с

Выбор тока срабатывания МТЗ трансформатора по стороне ВН.

Выбираем ток срабатывания МТЗ:

В качестве тока срабатывания принимается наибольшее значение, найденное по следующим условиям расчета:

а) по условию отстройки от тока самозапуска электродвигателей:

(21.12)

где I_раб.max=К_зпарI_ном.тр

I_раб.max=1,14•165=188,6 А

Сопротивление нагрузки:

Эквивалентное сопротивление:

Ток самозапуска:

Коэффициент самозапуска:

Определяем минимальное остаточное напряжение на шинах подстанции в начале самозапуска:

Минимальное остаточное напряжение в относительных единицах:

Считаем, что самозапуск возможен:

Ток срабатывания защиты:

б) по условию отстройки от тока перегрузки при действии АВР трансформатора:

(21.13)

где I_{раб.maxТ1}=I_{раб.maxТ2}=К_знI_{раб.ном}

Максимальный рабочий ток:

I_раб.max = 0,57•165=94 А

Ток срабатывания защиты:

в) по условию согласования с защитой, установленной на секционном выключателе QB1.

(21.14)

где К_нс=1,2ч1,3- коэффициент надежности согласования

Максимальный рабочий ток:

(21.15)

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания защиты, приведенный к высокой стороне:

Выбираем больший ток I_сз=438 А.

Определяем ток срабатывания реле:

Проверка чувствительности в основной и резервной зоне.

Проверим чувствительность в основной и резервной зоне защиты. Определяем минимальный ток реле при К⁽²⁾ за трансформатором.

Минимальный ток реле в основной зоне:

Минимальный ток реле в резервной зоне:

Коэффициент чувствительности в основной зоне:

(21.16)

Удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Коэффициент чувствительности в резервной зоне:

(21.17)

удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Выбор времени срабатывания защиты.

Время срабатывания защиты для первой ступени, действующей на отключение вводного выключателя низкого напряжения, выбирается на ступень больше, чем время срабатывания секционного выключателя:

Для первой ступени:

(21.18)

Для второй ступени:

(21.19)

22. ПРОИЗВЕСТИ РАСЧЁТЫ И СПРОЕКТИРОВАТЬ СХЕМУ ОСВЕЩЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Таблица 1

Исходные данные

В работе необходимо: — рассчитать количество светильников

— выбрать тип лампы

— выбрать тип светильника

— спроектировать осветительную сеть

— рассчитать потери

— выбрать сечение и тип кабеля

22.1 Величина освещаемой поверхности

Согласно СНиП23−05−95 определяем нормируемую величину освещаемых поверхностей для заданного характера работ. Характер работ: Электроцех. Значит по таблице 1 из СНиП23−05−95 выбираем Ен=200 лк

22.2 Определяем световой поток

(2.1)

где — коэффициент равный 1,2…1,5.

— освещённость поверхности, в нашем случае берём 200 мл.

коэффициент неравномерности освещения ();

S-площадь помещения (освещаемой поверхности) находится по формуле:

— коэффициент использования осветительной установки, находим из графика, для этого нужно найти индекс помещение:

(2.2)

где h_п — высота подвеса, которую можно найти из разности:

Рис. 22.2 Высота подвеса Зная высоту подвеса найдем индекс помещения по формуле (2.3)

По графику принимаем коэффициент использования осветительных установок:

А так же коэффициенты отражения пола, стен и рабочей поверхности будут следующие:

22.3 Выбор количества светильников Рис. 22.1 Распределение светильников Определяем расстояние между светильниками по формуле:

(3.1)

где относительное расстояние между светильниками, определяемое по графику равномерности освещенности и в идеальном случае равное

Подставляем значения в формулу (1.2) и решаем:

Определяем расстояние от светильника до стен по формуле:

(3.2)

Подставляем значения в формулу (1.3) и решаем:

Определяем количество светильников для сторон:

— для:

(3.3)

— для:

(3.4)

Составляем схему расположения светильников (Приложение 1).

Рассчитываем общее количество светильников по формуле:

(3.5)

Подставляем значения в форму (1.6) и рассчитываем:

Все значения подставляем в формулу (1.1) и находим :

22.4 Выбор типа лампы Для выбора лампы воспользуемся следующим условие:

(4.1)

где — световой поток одного точечного источника света, берётся из справочника, лм; - световой поток одного точечного источника света, рассчитанный ранее, лм. Выбираем лампу типа люминесцентная с низким давлением.

Таблица 22.2

Характеристики лампы

Проверяем проходит ли выбранная лампа по условию:

22.5 Фактическая освещенность в помещении Определим фактическое значение создаваемой освещенности в помещении, для чего выразим из формулы без учета :

Условие выполняется:

Допускается отклонение ;

Лампа люминесцентная с низким давлением проверку прошла

22.6 Выбор типа светильника Рис. 22.3 СветильникARS/R418(605)

Таблица 22.3

Параметры светильника

22.7 Проектирование осветительной сети Рассчитаем мощность освещения по формуле:

(7.1)

где — кол-во светильников, шт;

— кол-во ламп в светильнике, шт;

— мощность одной лампы, Вт.

Подставляем значения в формулу (4.1) и рассчитываем:

Рассчитаем аварийное освещение:

где аварийная освещённость поверхности, лк. Он равен 10% от ;

Подставляем значения в формулу и рассчитываем:

На аварийное освещение должно уходить не менее 3 ламп, но мы возьмём 16 шт.

Составим схему распределения проводки для основного и аварийного освещения, учитывая, что на один щит освещения подключаем не более 20 светильников. В готовом виде она будет выглядеть как на показана в приложении 2.

22.8 Выбор сечения проводов Для выбора сечения провода воспользуемся условием:

где — напряжение сети равное 220 В.

где — длина провода;

— мощность светильника;

— фазное напряжение равное 220 В;

— сечение провода, 2,5 мм²;

— удельное сопротивление кабеля Расчёт произведём для группы 1:

;

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 3:

;

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 4:

)

;

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 5:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 6:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 7:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 8:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 9:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 10:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 11:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 12:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 13:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 14:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 15:

По условию проходит.

Расчёт произведём для группы 16: (аварийная группа) По условию проходит.

Таблица 22.5

Для основного освещения

Таблица 22.6

Для аварийного освещения

В итоге получается, что нам нужно следующее количество провода в метрах:

Таблица 22.7

Необходимое кол-во провода

Узнав необходимое сечение, выбираем двухпроводной кабель для освещения.

Выбор пал на кабель типа ПВС. Это кабели силовые гибкие с медными многопроволочными жилами с резиновой изоляцией в резиновой оболочке.

Рис. 22.5 Конструкция кабель ПВС:

1. Основная токопроводящая жила;

2. Резиновая изоляция;

3. Жила заземления;

4. Резиновая оболочка.

Конструкция кабеля ПВС:

— Токопроводящая жила — медная многопроволочная круглого сечения жила 5 класса по ГОСТ 22 483;

— 1-й разделительный слой — синтетическая пленка, допускается использование талька взамен синтетической пленки при отсутствии залипания резины;

— Изоляция — резина изоляционная;

— 2-й разделительный слой — синтетическая пленка, допускается использование талька взамен синтетической пленки при отсутствии залипания резины;

— Наружная оболочка — резина шланговая.

Для каждой группы выбираем кабель своего сечения. Все кабеля со своими сечениями сведены в таблицу (5.4):

Таблица 22.8

Типы и сечения кабелей для разных групп

Таблица

Сводная таблица по проекту

23. Организационно-технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ в электроустановках Эксплуатацию электроустановок должен осуществлять подготовленный электротехнический персонал.

Электротехнический персонал предприятий подразделяется на:

— Административно-технический, организующий оперативные переключения, ремонтные, монтажные и наладочные работы в электроустановках и принимающий в этих работах непосредственное участие; этот персонал имеет права оперативного, ремонтного или оперативно-ремонтного;

— Оперативный, осуществляющий оперативное управление электрохозяйством предприятия, цеха, а также оперативное обслуживание электроустановок (осмотр, техническое обслуживание, проведение оперативных переключений, подготовку рабочего места, допуск к работам и надзор за работающими);

— Ремонтный, выполняющий все виды работ по ремонту, реконструкции и монтажу электрооборудования. К этой категории относится также персонал специализированных служб (например, испытательных лабораторий, служб автоматики и контрольно-измерительных приборов), в обязанности которого входит проведение испытаний, измерений, наладка и регулировка электроаппаратуры и т. п.;

— Оперативно-ремонтный — ремонтный персонал предприятий или цехов, специально обученный и подготовленный для выполнения оперативных работ на закрепленных за ним электроустановках.

— Электротехнологический персонал производственных цехов и участков, не входящих в состав энергослужбы предприятия, осуществляющий эксплуатацию электротехнологических установок и имеющий группу по электробезопасности II и выше, в своих правах и обязанностях приравнивается к электротехническому; в техническом отношении он подчиняется энергослужбе предприятия.

В соответствии с принятой на предприятии организацией энергослужбы электротехнический персонал может непосредственно входить в состав энергослужбы или состоять в штате производственных подразделений предприятия (структурной единицы). В последнем случае энергослужба осуществляет техническое руководство электротехническим персоналом производственных и структурных подразделений и контроль за его работой.

Обслуживание установок электротехнологических процессов (электросварка, электролиз, электротермия и т. п.), а также сложного энергонасыщенного производственно-технологического оборудования, при работе которого требуется постоянное техническое обслуживание и регулировка электроаппаратуры, электроприводов и элементов электроснабжения, должен осуществлять электротехнологический персонал, имеющий достаточные навыки и знания для безопасного выполнения работ по техническому обслуживанию закрепленной за ним установки.

Руководители, в подчинении которых находится электротехнологический персонал, должны иметь группу по электробезопасности не ниже, чем у подчиненного персонала. Они должны осуществлять техническое руководство этим персоналом и надзор за его работой.

Перечень должностей ИТР и электротехнологического персонала, которым необходимо иметь соответствующую группу по электробезопасности, утверждает руководитель предприятия.

23.1 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются:

а) оформление работы нарядом-допуском (далее нарядом), распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

б) допуск к работе;

в) надзор во время работы;

г) оформление перерыва в работе, переводов на другое рабочее место, окончания работы.

Ответственными за безопасность работ являются:

а) лицо, выдающее распоряжение;

б) допускающий — ответственное лицо из оперативного персонала;

в) ответственный руководитель работ (далее ответственный руководитель);

г) производитель работ;

д) наблюдающий;

е) члены бригады.

Работа в электроустановках производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

Наряд — это задание на производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работы, и пр.

По наряду могут производиться работы в электроустановках, выполняемые:

а) со снятием напряжения;

б) без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них.

Распоряжение — это задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности (если они требуются) и лиц, которым поручено ее выполнение. Распоряжение может передано непосредственно или с помощью средств связи с последующей записью в оперативном журнале.

Текущая эксплуатация — это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом самостоятельно на закрепленном за ним участке в течение одной смены работ по перечню, оформленному в соответствии с параграфом «Выполнение работ по распоряжению и в порядке текущей эксплуатации» настоящей главы.

Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ совместно с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места.

После проверки подготовки рабочих мест и инструктажа бригады ответственный руководитель работ должен расписаться в предназначенной для этого строке на обратной стороне наряда (только при первичном допуске).

В случае, когда ответственный руководитель не назначается, подготовку рабочего места проверяет производитель работ, который расписывается в наряде. Изменять предусмотренные нарядом меры по подготовке рабочих мест запрещается.

С момента допуска бригады к работам надзор за ней в целях предупреждения нарушений требований техники безопасности возлагается на производителя работ или наблюдающего. Производитель работ и наблюдающий должны все время находиться на месте работы по возможности на том участке, где выполняется наиболее ответственная работа. Наблюдающему запрещается совмещать надзор с выполнением другой работы.

Производителю работ и членам бригады необходимо помнить, что вследствие окончания работы другой бригадой или из-за изменения схемы электроустановки ее участки, находящиеся за пределами предусмотренного нарядом рабочего места, в любой момент могут оказаться под напряжением и поэтому приближаться к ним запрещается.

При перерыве в работе на протяжении рабочего дня (на обед, по условиям производства работ) бригада выводится из РУ. Наряд остается на руках у производителя работ (наблюдающего). Плакаты, ограждения и заземления остаются на месте. Ни один из членов бригады не имеет права войти после перерыва в РУ в отсутствие производителя работ или наблюдающего.

Допуск бригады после такого перерыва оперативным персоналом не производится. Производитель работ (наблюдающий) сам указывает бригаде место работы.

Оперативный персонал до возвращения производителем работ наряда с отметкой о полном окончании работ не имеет права включать выведенное для ремонта электрооборудование или вносить в схему изменения, сказывающиеся на условиях производства работ. В аварийных случаях при необходимости оперативный персонал может включить оборудование в отсутствие бригады до возвращения наряда при соблюдении следующих условий:

а) временные ограждения, заземления и плакаты должны быть сняты, постоянные ограждения установлены на место, плакаты «Работать здесь» должны быть заменены плакатами: «Стой. Напряжение».

б) до прибытия производителя работ и возвращения им наряда в местах производства работы должны быть расставлены люди, обязанные предупредить как производителя работ, так и членов бригады о том, что установка включена и возобновление работ недопустимо.

Пробное включение электрооборудования на рабочее напряжение до полного окончания работы может быть произведено после выполнения следующих условий:

а) бригада должна быть удалена из РУ, наряд у производителя работ отобран и в наряде в таблице «Ежедневный допуск к работе и ее окончание» должен быть оформлен перерыв;

б) временные ограждения, заземления и плакаты должны быть сняты, а постоянные ограждения установлены на место. Указанные операции выполняются оперативным персоналом.

Подготовка рабочего места и допуск бригады после пробного включения производятся в обычном порядке в присутствии ответственного руководителя, что оформляется его подписью в наряде в тех графах таблицы, где расписывается производитель работ. Если ответственный руководитель не назначается, допуск производится в присутствии производителя работ.

По окончании рабочего дня рабочее место приводится в порядок, плакаты, заземления и ограждения остаются на местах. Окончание работы каждого дня оформляется в таблице наряда «Ежедневный допуск к работе и ее окончание» подписью производителя работ.

В электроустановках с постоянным оперативным персоналом наряд сдается ему каждый день по окончании работ. В электроустановках без постоянного оперативного персонала после окончания работ наряд следует оставлять в папке действующих нарядов.

Окончание работы, сдача-приемка рабочего места. Закрытие наряда и включение оборудования в работу. После полного окончания работы рабочее место приводится в порядок, принимается ответственным руководителем, который после вывода бригады производителем работ расписывается в наряде об окончании работы и сдает его оперативному персоналу либо при отсутствии последнего оставляет в папке действующих нарядов. Если ответственный руководитель не назначался, то наряд оперативному персоналу сдает производитель работ.

Закрытие наряда оформляется записью в оперативном журнале. Наряд может быть закрыт оперативным персоналом лишь после осмотра оборудования и мест работы, проверки отсутствия людей, посторонних предметов, инструмента и при надлежащей чистоте.

При производстве работ на одном присоединении несколькими бригадами наряд по окончании работы одной бригады может быть закрыт полностью с указанием в наряде «Заземления оставлены для работ по нарядам №…».

Закрытие наряда производится после того, как будут последовательно выполнены:

а) удаление временных ограждений и снятие плакатов «Работать здесь», «Влезать здесь»;

б) снятие заземлений с проверкой в соответствии с принятым порядком учета, за исключением случая, указанного в п. Б2.2.48;

в) установка на место постоянных ограждений и снятие плакатов, вывешенных до начала работы.

Проверка изоляции отремонтированного оборудования непосредственно перед включением проводится, если в этом есть необходимость, до и после снятия переносных заземлений.

Оборудование может быть включено после закрытия наряда.

Если на отключенном присоединении работы производились по нескольким нарядам, то оно может быть включено в работу только после закрытия всех нарядов.

Срок действия наряда устанавливается до 5 суток, кроме работ, указанных в п. Б2.2.59. При перерывах в работе наряд остается действительным, если схемы не восстанавливались и условия производства работ оставались неизменными.

23.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

а) произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие передаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самостоятельного включения коммутационной аппаратуры;

б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты;

в) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

г) наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

д) вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после наложения заземления.

На месте производства работ со снятием напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В должны быть отключены:

а) токоведущие части, на которых будет производиться работа;

б) неогражденные токоведущие части, к которым возможно приближение людей, используемых ими ремонтной оснастки и инструмента, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние менее указанного в табл. Б2.1.1.

Если указанные в п. Б2.3.2б токоведущие части не могут быть отключены, то они должны быть ограждены.

Непосредственно после проведения необходимых отключений на приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки напряжением выше 1000 В, на ключах и кнопках дистанционного управления ими, на коммутационной аппаратуре напряжением до 1000 В (автоматы, рубильники, выключатели), отключенных при подготовке рабочего места, должны быть вывешены плакаты «Не включать. Работают люди», а отключенных для допуска к работе на ВЛ и КЛ — плакаты «Не включать. Работа на линии».

У разъединителей управляемых оперативной штангой, плакаты вывешиваются на ограждениях, а у разъединителей с полюсными приводом — на приводе каждого полюса.

У ячеек КРУ плакаты вывешиваются в соответствии с требованиями гл. Б3.3 «Обслуживание комплектных распределительных устройств».

На клапанах, закрывающих доступ воздуха в пневматические приводы разъединителей, вывешивается плакат «Не открывать. Работают люди».

На присоединениях напряжением до 1000 В, не имеющих автоматов, выключателей или рубильников, плакаты вывешиваются у снятых предохранителей, при установке которых может быть подано напряжение на место работы.

Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения на отключенной для производства работ части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания запрещающих плакатов.

В электроустановках проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления, исправность которого перед применением должна быть установлена посредством предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках. При отсутствии поблизости токоведущих частей, заведомо находящихся под напряжением, или иной возможности проверить исправность указателя напряжения на месте работы допускается предварительная его проверка в другой электроустановке. Если проверенный таким путем указатель напряжения был уронен или подвергался толчкам (ударам), то применять его без повторной проверки запрещается. Проверка отсутствия напряжения у отключенного оборудования должна производиться на всех фазах, а у выключателя и разъединителя — на всех шести вводах, зажимах. Если на месте работ имеется разрыв электрической цепи, то отсутствие напряжения проверяется на токоведущих частях с обеих сторон разрыва. Постоянные ограждения снимаются или открываются непосредственно перед проверкой отсутствия напряжения.

Заземление токоведущих частей в электроустановках подстанций и распределительных устройствах Заземление токоведущих частей производится в целях защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения на место работы.

Накладывать заземления на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения. Переносные заземления сначала нужно присоединить к земле, а затем после проверки отсутствия напряжения наложить на токоведущие части.

Снимать переносные заземления следует в обратной наложению последовательности: сначала снять их с токоведущих частей, а затем отсоединить от земли.

Операции по наложению и снятию переносных заземлений выполняются в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках напряжением выше 1000 В изолирующей штанги. Закреплять зажимы наложенных переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

Запрещается пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этой цели, а также присоединять заземление посредством скрутки.

В электроустановках напряжением выше 1000 В заземления накладываются на токоведущие части всех фаз, полюсов отключенного для производства работ участка данной электроустановки со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для производства работ сборных шин, на которые достаточно наложить одно заземление.

При работах в РУ накладывать заземления на противоположных концах питающих данное устройство линий не требуется, кроме случаев, когда при производстве работ необходимо снимать заземление с вводов линий.

Наложенные заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно производится работа, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами.

На токоведущие части непосредственно на рабочем месте заземление дополнительно накладывается в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением (потенциалом), могущим вызвать поражение током, или на них может быть подано напряжение выше 42 В переменного и 110 В постоянного тока от постороннего источника (сварочный аппарат, осветительные сети и т. п.).

Переносные заземления, наложенные на токоведущие части, должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом. Заземления следует накладывать в местах, очищенных от краски.

23.3 Общие требования по охране труда Для успешного выполнения и соблюдения норм и правил по охране труда проводится аттестация всех рабочих мест.

Аттестация рабочих мест (АРМ) предусматривает проведение оценки условий труда инструментальными, лабораторными и эргонометрическими методами исследований.

Нормативной основой проведения аттестации рабочих мест являются:

— гигиенические критерии условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса, выполнение системы стандартов безопасности труда (ССБТ);

— выполнение санитарных правил и норм;

— выполнение типовых отраслевых норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты.

Результаты аттестации рабочих мест используют в целях:

— планирование и проведение мероприятий по охране труда в соответствии с нормативными документами;

— сертификации производственных объектов на соответствие требованиям по охране труда;

— обоснование предоставления льгот и компенсаций с вредными условиями труда;

— решение вопросов по профзаболеваниям;

— включения в трудовой договор условий труда;

— оценка травмобезопасности;

— разработка мероприятий по улучшению условий труда;

— оценка опасных и вредных факторов выполняемых работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате работы над дипломным проектом «Электрооборудование и электрохозяйство завода металлообрабатывающих станков» были приняты следующие технические решения:

а) выбрана линия питания завода от системы со следующими параметрами:

тип и сечение провода — АС-95/16;

напряжение питания — 35 кВ;

б) выбрано место установки ППЭ, исходя из условия минимальных затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения;

в) выбраны трансформаторы на пункте приема электроэнергии:

ТМН-10 000/35 (S_ном=10 МВА; U_вн=35 кВ; U_нн=10,5 кВ);

г) выбрано напряжение распределения по заводу — 10 кВ;

д) выбраны цеховые трансформаторные подстанции;

е) выбрана коммутационная аппаратура на стороне 10 кВ, 6 кВ, 0,4 кВ.

Рассчитаны следующие виды релейных защит и их параметры:

— дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ-565:

ток срабатывания защиты — 433 А;

коэффициент чувствительности — 3,14.

— максимальная токовая защита трансформатора:

ток срабатывания защиты выключателя QB1 — 889 А;

коэффициент чувствительности -4,17;

время срабатывания — 1 с;

ток срабатывания МТЗ трансформатора на стороне ВН — 438 А;

коэффициент чувствительности в основной зоне — 2,33;

коэффициент чувствительности в резервной зоне — 2,28.

время срабатывания для первой ступени — 1,5 с;

время срабатывания для второй ступени — 2 с.

1. И. И. Алиев. Электротехнический справочник. М., РАДИО-СОФТ, 2001

2. А. М. Федосеев, М. А. Федосеев. Релейная защита электроэнергетических систем. М., Энергоатомиздат, 1992

3. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. М., Энергия, 1989

4. В. Г. Герасимов. Электротехнический справочник II часть. М., МЭИ, 2001

5. Грунин В. К., Диев С. Г. и д.р. Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий: Учеб. пособие, под общ.ред. В. К. Грунина., Омск: изд-во ОмГТУ, 2001, 104 с.

6. СНиП 23−05−95 «Естественное и искусственное освещение»

7. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д. Л. Файбисовича. М: Издательство НЦ ЭНАС, 2005 — 320 с. ил.

8. ГОСТ 14 209–97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».

9. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат, 1990 г.

10. Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. — М.: Интермет Инжиниринг, 2005. — 672 с. ил.

11. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 марта 2007 г. — М.: КНОРУС, 2007. — 488 с. ил.

12. http://www.transprom.ru — ООО «ТРАНСПРОМЦЕНТР»

13. http://www.comp-pts.ru — ЗАО «Компания ПромТехСнаб»

14. СН-357−77 «Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий».

15. http://www.proelectro.ru — Электротехнический портал

16. http://rustorg.net/Company/elkom.ru — ООО Элком

17. http://7do.ru — ООО «Электротехническая Компания»

18. http://etm-res.ru — «ЭТМ-Росэнергосистемы»

19. http://www.elto.energoportal.ru — Торгово-производственная компания «ЭЛТО»

20. http://www.pulscen.ru — ООО Энергорегион-М

21. http://www.electro.owimextrade.ru — ОВИМЭКС — Электро

22. http://www.reserveline.ru — ООО «РЕЗЕРВНАЯ ЛИНИЯ»

23. http://www.eppr.ru — ООО «Энергопромприбор — Сервис»

24. http://www.iqelectro.ru — ООО «Камтэк-Энерго»

25. http://promindustriya.ru — Компания «Проминдустрия»

26. ГОСТ 12 965–85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ».

27. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. — 296 с., ил.

28. Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов. — 5-е изд., стер.- М.: Высш. шк., 2007. — 639 с. ил.

29. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А.

30. ГОСТ 13 109–97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»

31. Епанешников, М. М. Электрическое освещение / М. М. Епанешников — М., Энергия, 1973, — 352 с.

32. СНиП 23−05−95 Приняты и введены в действие постановлением Минстроя России от 2 августа 1995 г. № 18−78 в качестве строительных норм и правил Российской Федерации взамен СНиП II-4−79.; 36стр.