Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Анализ существующего состояния и тенденции развития электроэнергетики.

К настоящему времени суммарная установленная мощность электростанций составляет 322560 МВт, абсолютный максимум нагрузки 202422 МВт. В 2007 г. электроэнергетики полностью выполнили обязательства по снабжению населения, промышленности и других потребителей электрической и тепловой энергией. В 2007 г. увеличения электропотребления в целом по отношению к уровню 2006 г. составило 2% и достигло 1 трилиона 314 миллиарда кВт/ч. Показатели увеличения электропотребления являются индикатором, характеризующий вывод из кризиса, отражает рост деловой активности в экономике и повышение уровня жизни населения. Основные фонды электроэнергетики является важнейшей технологической составляющей для обеспечения энергетической безопасности. Значительная часть основных фондов электроэнергетики была создана в 60-70 гг. прошлого столетия. В связи с этим даже к периоду распада СССР степень износа основных фондов электроэнергетики составляла в среднем около 40%. В период экономического спада 90-х годов 3,5-кратное среднегодовое снижения вводов мощностей на электростанциях и в электрических сетях, нарушение технологии ремонта и эксплуатации привело к ускоренному росту степени износа, величина которого в среднем по отрасли к 2004 г. достигла 57%. В настоящее время в энергосистемах в целом отсутствуют формальные признаки дефицита генерирующих мощностей и ограничений пропускной способности электрической сети, приводящие к ограничению потребителей электрической энергии. Указанная ситуация существует на протяжении времени от распада СССР до современного состояния энергетики России. Избытки установленного оборудования над максимумом нагрузки и запасы пропускной способности линий электропередачи в ряде энергосистем достигают 50%, зачастую создавая иллюзию высокого уровня резервирования в них. Профессиональный анализ показывает, что указанные резервы сформированы случайным образом в различных регионах из-за обвального снижения в них электропотребления и размещены на оборудовании, выработавшем расчетный срок службы. Направления инвестирования в электроэнергетику страны: -строительство и техническое перевооружение электростанций в энергосистеме страны; -совершенствования и развитие электрических сетей для межгосударственного транспорта электроэнергии в России и её экспорта в сопредельные страны; -совершенствования систем технологического оперативно-диспечерского управления режимами параллельной работы ОЭС России; -поддержка проектов энергосбережения как одного из стратегических направлений повышения эффективности электроэнергетики страны;

Несмотря на наличие финансовых проблем, в стране ведётся постоянная работа в области реализации национальных и международных инвестиционных проектов. Капитальные вложения в развитие электроэнергетики страны в период 1998 - 2006 гг. в отдельные годы достигали более 3,5 миллиарда долларов. К наиболее крупным инвестиционным проектам в электроэнергетике страны в последние годы относятся вводы энергоблоков мощностью 1000 МВт на Калининской АЭС, вводы парогазовых энергоблоков 400-450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге, ввод трёх гидроагрегатов на Бурейской ГЭС суммарной мощностью 670 МВт. Важными инвестиционными проектами для повышения надёжности автоматического и оперативно-диспечерского управления энергосистемами страны в условиях развития их параллельной работы между собой и энергосистемами сопредельных государств являются реализационные проекты технического перевооружения автоматизированных систем управления с использованием 8КАЭА технологии в энергосистемах страны, а также комплекс работ по развитию управляемости энергоблоков электростанций в энергосистеме страны с учётом повышенных требований к их участию в регулировании частоты в соответствии со стандартами, принятые в энергосистемах Европейского Союза. Стоимость каждого из указанных проектов находится в диапазоне от нескольких миллионов долларов до сотен миллионов долларов. В условиях оживления экономики и возрастания спроса на электроэнергию в стране в настоящее время появились предпосылки и возможности для реализации крупных инвестиционных проектов в электроэнергетики с приемлемым уровнем доходности на основе их совместного финансирования национальными и зарубежными инвесторами. Наибольший коммерческий эффект при этом будет достигнут при совместном участии в инвестиционных проектах электроэнергетических. топливных компаний, атомной энергетики, энергоёмких потребителей и финансово промышленных групп России и других стран. Привлечению иностранных инвестиций в энергетику страны способствует развитие в них законодательной базы для обеспечения гарантий инвесторам, а также экспортно-ориентированная структура их экономики. Общий уровень иностранных инвестиций в электроэнергетику страны по предварительным оценкам в последние годы составил около 2 миллионов долларов, что, однако составляет незначительную часть объёма необходимых инвестиций. В этих условиях перед электроэнергетикой страны для кардинального обновления её основных фондов встают задачи поиска как внутренних, так и внешних значительных источников инвестиций, повышение её инвестиционной привлекательности и снижение риска инвесторов.



1. Теоретическая часть

1.1 Характеристика цеха и требования к электроснабжению

Цех металлоконструкций завода краностроения представляет собой сооружение из железобетонных конструкций. Его площадь S = 3744 метров квадратных, длина 78 метра, ширина 48 метров, и высота 10 метров, для освещения применяются лампы ДРЛ. На каждом рабочем месте устанавливается местное освещение.

Основными потребителями являются металлообрабатывающие, фрезерные и шлифовальные станки. В качестве электропривода служат электродвигатели защищенного исполнения. Это наиболее дешевые и простые в эксплуатации двигатели.

Для выполнения вспомогательных работ, для подвоза тяжелых деталей используется электропогрузчики и кран-балки.

Помещение цеха металлоконструкций завода краностроения относится к третьей категории электроснабжения. На трансформаторной подстанции установлен один трансформатор. Участок не пожароопасен и не взрывоопасен. Для защиты людей от поражения электрическим током имеется заземляющее устройство, общее для установок выше и до 1000В. Участок малозадымлён, обеспечивается вентиляцией.

Цех металлоконструкций завода краностроения имеет следующие типы электроприемников которые запитываются от шинопроводов ШРА.

Таблица 1 - Перечень технологического оборудования

Позиция оборудования	Количество электроприемников, шт	Наименование групп электроприемников	Мощность, кВт
1	2	3	4
1	15	Вертикально-фрезерный станок	30
2	16	Шлифовальный станок	20
3	66	Токарный станок	15
4	9	Электропечь	24
5	4	Кран однобалочный	12
6	2	Станок заточной	7

1.2 Выбор рода тока и напряжения

Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом напряжение каждого звена системы электроснабжения должно выбираться прежде всего с учетом напряжений смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических, показателей различных вариантов в случаях, когда:

- от источника питания можно получать энергию при двух напряжениях или более;

- при проектировании электроснабжения предприятий приходятся расширять существующие подстанции и увеличивать мощность заводских электростанций;

- сети заводских электростанций связывать с сетями энергосистем.

Предпочтение при выборе вариантов следует отдавать варианту с более высоким напряжением даже при небольших экономических преимуществах (не превышающих 10--25%) низшего из сравниваемых напряжении.

Для питания крупных и особо крупных предприятий следует применять напряжения 110, 150, 220, 330 и 500 кВт. На первых ступенях распределения энергии на таких крупных предприятиях следует применять напряжения 1000, 150 и 220 кВ.

Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать для распределения энергии на первой ступени средних предприятий при отсутствии значительного числа электродвигателей напряжением выше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупных предприятиях, где основное напряжение первой ступени равно 110-220 кВ. В частности, напряжение 35 кВ можно применять для полного или частичного внутризаводского распределения электроэнергии при наличии:

- мощных электроприемников на 35 кВ (сталеплавильних печей, мощных ртутно-выпрямительных установок и др.);

- электроприемников повышенного напряжения, значительно удаленных от источников питания;

- подстанций малой и средней мощности напряжением 35/0,4 кВ, включенных по схеме «глубокого ввода»

Напряжение 20 кВ при необходимом обосновании следует применять для питания только для:

- предприятий средней мощности, удаленных от источников питания и не имеющих своих электростанций;

- электроприемников, удаленных от подстанций крупных предприятий (карьеров, рудников и т.п);

- небольших предприятий, населенных пунктов, железнодорожных узлов и т.п., подключаемых к ТЭЦ ближайшего предприятия. Целесообразность применения напряжения 20 кВ должна обосновываться технико-экономическими сравнениями с напряжениями 35 и 10 кВ с учетом перспективного развития предприятия.

Напряжение 10 кВ необходимо использовать для внутризаводского распределения энергии:

- на предприятиях с мощными двигателями, допускающими непосредственное присоединение к сети 10 кВ;

- на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей на 6 кВ;

- на предприятиях, имеющих собственную электростанцию с напряжением генераторов 10 кВ.

Напряжение 6 кВ обычно применяют при наличии на предприятии:

- значительного количества электроприемников на 6 кВ:

- собственной электростанции с напряжением генераторов 6кВ.

Применение напряжения 6 кВ должно обусловливаться наличием электрооборудования на 6 кВ и технико-экономическими показателями при выборе величины напряжения.

При напряжении распределительной сети 10 кВ двигателей средней мощности 250 кВт и выше следует применять напряжения 6 кВ с использованием в необходимых случаях схемы блока «трансформатор - двигатель» при небольшом количестве двигателей на 6 кВ.

Напряжения выше 1000В применяется 6кВ, что обеспечивает наименьшие экономические расходы при выборе трансформаторной подстанции. Исходя их того, что электроприемники в цехе небольшой мощности и равномерно распределены на всей площади производственного помещения, то более рациональным является применение магистральной схемы питания потребителей. Применение блока «Трансформатор - магистраль» дает возможность уменьшить габариты и стоимость цеховой подстанции. Магистральная схема состоит из шинопровода ШМА - 1, а также из распределительного шинопровода ШРА - 73 внутри участка прокладываются закрытыми. Эта прокладка обеспечивает достаточную защиту от механических повреждений, что важно для цеховых сетей промышленных предприятий.

Защита персонала осуществляется применением защитного заземления.

Система 660Вт не рассматривается в связи с тем что напряжение 660Вт не получило широкого применения из - за дефицита оборудования.

Для электроснабжения участка пластмассового литья предусматривается питание электроприемников переменного тока частотой 50 ГЦ от системы напряжения 380/220В. Выбранное значение напряжения соответствует оборудованию, установленному на участке. Напряжение 220В, как фазное напряжение в сетях 380/220В, применяется для электродвигателей в трехфазной системе с заземлением нулевым проводом, и для питания осветительных установок промышленных предприятий.

Данная система обеспечивает:

- возможность совместного питания осветительных приборов и двигателей

- относительно низкое напряжение между землей и проводом

- по сравнению с системой напряжения 220/127В имеет меньшие потери напряжения и мощности, уменьшаются сечения питающих проводов.

1.3 Выбор схемы силовой распределительной сети

Схема питающаяся от энергосистемы, применяется, когда промышленное предприятие питается от энергосистемы напряжением 6-- 10--20 кВ, совпадающим с генераторным напряжением, и когда собственная электростанция расположена в центре нагрузок. В этом случае распределительное устройство электростанции совмещается с центральным распределительным пунктом ЦРП предприятия. Самостоятельное знание ЦРП сооружается только в случае, если электростанция расположена далеко от центра нагрузок предприятия.

Схема питающаяся от собственной подстанции применяется, когда промышленное предприятие питается от энергосистемы повышенным напряжением (35--220 кВ), которое понижается на территории предприятия до напряжения генераторов электростанции. В этой схеме генераторы и распределительное устройство электростанции не показаны.

РУ главной понизительной подстанции располагается в центре нагрузок, тогда как место расположения РУ собственной электростанции предприятия диктуется другими условиями: расположением подъездных путей для обеспечения топливоснабжения, расположением источника водоснабжения и др.

Рассмотрим принципы построения некоторых типичных схем внутреннего электроснабжения от ГПП до цеховых подстанций. Электроснабжение здесь может осуществляться по радиальным и магистральным схемам, имеющим различные модификации. Преимущества радиальных схем: простота выполнения и надежность эксплуатации электрической сети, возможность применения быстродействующей защиты и автоматики.

При распределении электроэнергии по магистральной схеме делают ответвления от воздушной высоковольтной линии на отдельные подстанции или заводят кабельную линию поочередно на несколько подстанций. По системе глубокого ввода при напряжении 35 кВ и выше на предприятиях могут устанавливаться понижающие трансформаторы: 110/6--10 кВ, 35/6--10 кВ или 35/0,4 кВ, что удешевляет установку и снижает потери мощности. Магистральные схемы электроснабжения дают возможность снизить капитальные затраты за счет уменьшения длины питающих линий, снижения количества используемых высоковольтных аппаратов, а следовательно, и упрощения строительной части подстанций. Особенно выгодно применять магистральные схемы при питании цеховых трансформаторных подстанций малой мощности, располагаемых вдоль цеха. Основным недостатком магистральных схем является меньменьшая (по сравнению с радиальными схемами) надежность электроснабжения, так как повреждение магистрали ведет к отключению всех потребителей, питающихся от неё. Для повышения надежности электроснабжения при питании по магистральной схеме применяются различные модификации ее: схема сквозных двойных магистралей, когда две магистрали от распределительного пункта поочередно заводятся на каждую секцию подстанций; двухлучевая схема, когда питание подстанций обеспечивается от двух источников. Эти схемы дают возможность при отключении одной из двух магистралей восстановить вручную или автоматически питание всех потребителей. В данном цехе выбрана магистральная схема электроснабжения, так как цех не является потребителем первой категории электроснабжения.



2. Конструкторский раздел

2.1 Расчёт электрических нагрузок

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения, поэтому при расчёте силовых электрических нагрузок важное значение имеет правильное их определение во всех элементах силовой сети.

В случае завышения нагрузок, происходит перерасход проводникового материала, занижение ведёт к уменьшению пропускной способности электрической сети, к нагреву проводов и кабелей, при этом отсутствуют условия нормальной работы силовых электроприёмников. Расчёт электрических нагрузок производится методом коэффициента максимума, так как этот метод в основном применяется для промышленных объектов, и даёт более точнее результаты; поскольку при определении коэффициента учитывается число электроприёмников.

Расчёт ведём для одного шинопровода, ШРА-1.

На шинопроводе находятся электроприёмники разной мощности, но можно выделить 3 группы электроприёмников одинаковой номинальной мощности:

8 вертикально-фрезерных станков номинальной мощностью 30 кВт;

1 кран-балка номинальной мощностью 10 кВт;

7 шлифовальных станков номинальной мощностью 13кВт;

- установленная мощность каждой группы станков Р_уст, кВт

где Р_уст.- установленная мощность одной группы электроприёмников, кВт; Р_н. - номинальная мощность одного станка, кВт; n - количество станков, шт

- так как станки, расположенные в цехе, относятся к металлообрабатывающим мелкосерийного производства с номинальным режимом работы, то определяют коэффициент использования К_и, коэффициент мощности cosц, тангенс потерь tgц определяют по справочнику [4.7, таблица 2.11, лист 52]

К_и.1 = 0,12 cosц = 0,4 tgц = 2,3

К_и.2 = 0,1 cosц = 0, 5 tgц = 1,7

К_и.3 = 0,17 cosц = 0,65 tgц = 1,17

- активная среднесменная мощность каждой группы станков за смену Р_см, кВт

где К_и - коэффициент использования

- реактивная среднесменная мощность каждой группы станков за смену Q_см, кВАр



где Р_см - активная мощность одной групп за смену, кВт

- общее количество станков, находящихся на шинопроводе ШРА-1 n₁, шт

где n - фактическое число электроприёмников, шт

- наименьшая и наибольшая номинальная мощности станков Р_н.min, Р_н.мах, кВт

Р_н.min = 12 кВт

Р_н.max = 30 кВт

- установленная мощность для шинопровода ШРА-1 Р_уст, кВт

- показатель степени сборки представляет собой отношение макси-мальной к минимальной номинальной мощности m



- активная среднесменная мощность для шинопровода ШРА-1 Р_см, кВт

- реактивная среднесменная мощность для шинопровода ШРА-1 Q_см, кВАр

- коэффициент использования для шинопровода ШРА-1 представляет собой отношение активной среднесменной мощности к установленной мощности

- тангенс потерь tgц и коэффициент мощности для шинопровода ШРА-1



- эффективное число электроприёмников т.к n =16>5; K_и =0,13< 0,2; m 2< 3 [4.7, 56 страница] n_э, шт

- коэффициент максимума определяют по справочнику [4.7 таблица 2.13, лист 54] в зависимости от К_и = 0,17 и n_э = 17

- активная максимальная мощность Р_мах, кВт

где К_м - коэффициент максимума; Р_м - активная среднесменная мощность, кВт

- реактивная максимальная мощность Q_мах, кВАр

где Q_см - активная среднесменная мощность, кВАр

- полная максимальная мощность электроприёмников S_мах, кВ·А



- максимальный ток для шинопровода ШРА-1 I_мах, А

где U_л - линейное напряжение, В

Расчёт электрических нагрузок остальных электроприёмников сведён в таблицу 1

- общее количество станков, находящихся на шинопроводе ШМА n, шт

где n - фактическое число электроприемников на шинопроводе ШРА, шт

- установленная мощность на шинопроводе ШМА Р_уст, кВт



- наименьшая и наибольшая номинальная мощности на шинопроводе ШМА Р_н.мах, Р_н.мin, кВт

- показатель степени сборки на шинопроводе ШМА m

- среднесменная активная мощность для шинопровода ШМА Р_см, кВт

- среднесменная реактивная мощность для шинопровода ШМА Q_см, кВАр

- коэффициент использования для шинопровода ШМА К_и



- средневзвешенный тангенс потерь tgц и коэффициент мощности на шинопроводе ШМА

- эффективное число электроприёмников на шинопроводе ШМА [4.7, 56 страница] n_э, шт

- коэффициент максимума на шинопроводе ШМА [4.3, таблица 2.13, страница 54] в зависимости от К_и = 0,2 и n_э = 112

- максимальная активная мощность на шинопроводе ШМА Р_мах, кВт

где К_м - коэффициент максимума; Р_м - активная средняя мощность на шинопроводе ШМА, кВт

- максимальная реактивная мощность на шинопроводе ШМА т.к. n_э > 10 Q_мах, кВАр 

где Q_см - активная среднесменная мощность на шинопроводе ШМА, кВАр

- полная мощность электроприемников на шинопроводе ШМА S_мах, кВ·А

- максимальный ток на шинопроводе ШМА I_мах, А

где U_л - линейное напряжение, В

Так как цех относится к производству металлоконструкций, возможны различные механические повреждения провода во время производственного процесса. Для того чтобы обеспечить безопасное и бесперебойное электроснабжение провода с алюминиевыми жилами АПВ - четыре одножильных провода, проложенные в трубе.

В зависимости от максимального расчетного тока (I_m) и номинального напряжения (U_h) на каждый шинопровод распределительный (ШРА) и шинопровод магистральный (ШМА) выбирается соответствующий тип шинопровода.

Шинопровод распределительный ШРА1 - ШРА-73 на номинальный ток I_ном = 250А:

U_h = 380В;

I_н.р = 195А;

Шинопровод распределительный ШРА2 - ШРА-73 на номинальный ток I_ном = 630А:

U_h = 380В;

I_н.р = 396А;

Шинопровод распределительный ШРА3 - ШРА-73 на номинальный ток I_ном =630А:

U_h = 380В;

I_н.р =444А;

Шинопровод распределительный ШРА4 - ШРА-73 на номинальный ток I_ном = 250А:

U_h = 380В;

I_н.р =217А



Шинопровод распределительный ШРА4 - ШРА-73 на номинальный ток I_ном = 250А:

U_h = 380В;

I_н.р =150А

Для ШРА1, ШРА4, ШРА5 выбираем тип шинопровода - ШРА73УЗ для сетей с глухозаземленной нейтралью, напряжением 380/220В, частотой 50Гц и номинальным током 250А, автомат - А3720Б с номинальным током 250А; для ШРА2, номинальным током 630А; для ШРА3 номинальным током 630А.

В качестве магистрального шинопровода ШМА выбран ШМА - 73 на номинальный ток I_ном = 1600А

2.2 Светотехнический расчёт

Расчет осветительной нагрузки ведется методом коэффициента использования светового потока. Он дает достаточные для практики данные при расчете общего равномерного освещения горизонтальных плоскостей закрытых помещений с симметрично размещенными светильниками.

Для данного цеха с нормальными условиями работы освещенность составляет 300 лк.

2.3 Электрический расчёт осветительной сети

Электрический расчет осветительной сети производится с целью определения мощности осветительной установки, выбора питающих проводов или кабелей, аппаратуры управления и защиты.

- Активная мощность ряда осветительной установки Р_осв, кВт



где К_с - коэффициент спроса n - количество светильников в 1 ряду, шт Р_л - мощность лампы, кВт К_пра - коэффициент пускорегулирующей аппаратуры

- реактивная мощность осветительной установки Q_осв, кВАр

где tgц = 0,33 - коэффициент реактивной мощности соответствующей cosц = 0,95

- полная мощность ряда осветительной установки S_осв, кВА

- максимальный ток I_{мах.осв}, А

Где - номинальное напряжение сети, В



Выбор защитной аппаратуры

- сечение провода питающего автомат одного освещения цеха [4,7 таблица 2.7, страница 42] Выбран провод типа АПВ на номинальный допустимый ток I_ном = 19 А, сечением 2,5 мм, АПВ 5 (1Ч2,5)

- номинальный ток теплового расцепителя I_тр, А

По расчетным значениям токов выбран автомат ВА 51-25 на номинальный ток 25 А, ток теплового расцепителя 16 А

- активная мощность осветительной установки Р_осв, кВт

где К_с - коэффициент спроса n - количество светильников в 1 ряду, шт Р_л - мощность лампы, кВт К_пра - коэффициент пускорегулирующей аппаратуры

- реактивная мощность осветительной установки Q_осв, кВАр

где tgц = 0,33 - коэффициент реактивной мощности соответствующей cosц = 0,95



- полная мощность осветительной установки S_осв, кВА

- максимальный ток I_{мах.осв}, А

где U - номинальное напряжение сети, В

Выбор защитной аппаратуры

- ток теплового расцепителя I_тр, А

По расчетным значениям токов теплового расцепителя выбран автомат ВА 51-31 на номинальный ток 160 А, номинальный ток теплового расцепителя 125 А.

Выбран кабель типа ААШВ 4Ч35 с допустимым током 130 А.

- площадь цеха S, м²



где А - длина цеха, м; В - ширина цеха, м

- высота до рабочей поверхности Н_р, м

где Н - высота цеха, м; h - расстояние от пола до рабочей поверхности, м; h_c - высота подвеса светильников, м

- расстояние между рядами светильников L, м

- расстояние от стены до крайнего ряда светильников l, м

- количество рядов светильников N_А, N_B, шт



- число светильников n, шт

- cветовой поток одной лампы F, лм

где Е - освещенность, лк; S - площадь цеха, м²; n - количество ламп, шт; з - коэффициент полезного действия; z - поправочный коэффициент

- так как расчетный световой поток лм то выбрана лампа ДРЛ-700, её световой поток равен 41000 лм. Тип светильника РСП 05-700-0,32. Тип цоколя Е40;

- фактическая освещенность при выбранных лампах E_ф, лк



2.4 Компенсация реактивной мощности

В проектируемом цехе находится оборудование, потребляющее как активную, так и реактивную мощности, соответственно ток электроприемников отстает от напряжения на угол ц, сos которого является коэффициентом мощности.

Коэффициент мощности данной силовой сети составляет cosц = 0.7, следовательно его нужно поднять до cosц = 0.92, так как низкое значение cosц приводит к дополнительным затратам на сооружение более мощных станций, возрастают дополнительные эксплуатационные расходы и так далее.

Увеличить коэффициент мощности можно методом компенсации реактивной мощности.

- расчет компенсирующего устройства Q_к, кВАр

где Р_см - активная мощность, кВт; tgц₁ - тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешенному значению cosц; tgц₂ - тангенс угла сдвига фаз, соответствующий заданному энергосистемой значению cosц; б - годовой коэффициент сменности по электроиспользованию, 0,9

- выбрана конденсаторная компенсационная установка КРМ - 0,4 - 600

- фактическое значение тангенса потерь tgц и коэффициент мощности cosц



2.5 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор типа, числа и схем питания подстанций должен обусловливаться величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться, кроме того, конфигурация производственных помещений, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы применяемого электрооборудования.

ТП должны размещаться как можно ближе к центру питаемых потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.

ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности Размещения внутри его или при расположении части нагрузок вне цеха.

Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям электрической и пожарной безопасности и не должна создавать помех производственному процессу.

Ограждения КТП следует применять в цехах, насыщенных оборудованием, или в цехах с интенсивным движением транспорта.

Применение внешних отдельно стоящих цеховых подстанций целесообразно при:

- питании от одной подстанции нескольких цехов, когда пристройка или сооружение самостоятельных подстанций в каждом цехе экономически не оправданы;

- наличии в цехах взрывоопасных производств;

- невозможности размещения подстанций внутри цехов по соображениям производственного характера.

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки «складского» резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании потребителей 1-й и 2-й категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.

Цеховые подстанции с количеством трансформаторов более двух используются лишь при надлежащем обосновании необходимости их применения, а также в случае установки раздельных трансформаторов для питания силовых и осветительных нагрузок.

Радиальное питание небольших однотрансформаторных подстанций (до 630 кВ-А) производят по одиночной радиальной линии без резервирования на стороне высшего напряжения при отсутствии нагрузок 1-й категории.

Взаимное резервирование в объеме 25--30% на однотрансформаторных подстанциях следует осуществлять при помощи перемычек напряжением до 1000 В(при схеме «трансформатор -- магистраль») для тех отдельных подстанций, где оно необходимо.

Радиальные схемы цеховых двухтрансформаторных бесшинных подстанций следует осуществлять от разных секций РП, питая каждый трансформатор отдельной линией. Каждая линия и трансформатор должны быть рассчитаны на покрытие всех нагрузок 1-й и основных нагрузок 2-й категорий при аварийном режиме. При отсутствии точных данных о характере нагрузок каждая линия и каждый цеховой трансформатор могут быть выбраны предварительно, причем мощность трансформатора должна составлять 60--70% от суммарной расчетной мощности нагрузки, подключаемой на подстанции.

Магистральные схемы питания подстанций должны применяться:

- при линейном расположении подстанций, благоприятствующем прямому прохождению магистралей от источнике питания до потребителей. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, должно быть ориентировочно принято равным двум-трем при мощности трансформаторов 1600--1000 кВ-А и четырем-пяти при мощности 630-250 кВ-А;

- при необходимости (по условиям бесперебойности питания) резервирования подстанции от другого источника в случае выхода из работы основного питающего пункта;

- во всех других случаях, когда магистральные схемы имеют технико-экономические преимущества по сравнению с другими схемами.

При выборе числа и мощности трансформаторов подстанции рекомендуется:

- трансформаторы мощностью более 1000 кВ * А применять лишь в исключительных случаях: при наличии группы электроприемников большой мощности (например, электропечей) или значительного числа однофазных электроприемников, а также при наличии электроприемников с частыми пиками нагрузки (например, электросварочных установок) и в цехах с высокой удельной плотностью.

В этих случаях при выборе трансформаторов меньших мощностей получаются чрезмерные колебания напряжения. При применении трансформаторов мощностью 1600 кВ * А и выше в сети напряжением до 1000 В возможно возникновение токов к. з., недопустимых для коммутационных аппаратов (например, для воздушных автоматов);

- стремиться к возможно большей однотипности трансформаторов цеховых подстанций;

- иметь в любом цехе с общей расчетной мощностью более 1000 кВ-А не менее двух трансформаторов, даже при отсутствии нагрузки 1-й категории;

- при двухтрансформаторных подстанциях, а также при одно-трансформаторных подстанциях с магистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора выбирать с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей 1-й и 2-й категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных нагрузок); при этом потребители 3-й категории могут временно отключаться. Для этого номинальная мощность трансформаторов двух трансформаторной подстанции принимается равной 70% от общей расчетной нагрузки цеха. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказывается загруженным не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.

Электроснабжение потребителей цеха, группы цехов или всего предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких ТП. Практикой проектирования электроснабжения установлена целесообразность сооружения внутрицеховых одно- или двухтрансформаторных подстанций по технико-экономическим показателям, с питанием приемников по схеме «трансформатор -- магистраль».

Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, обычно рассматривают не менее двух вариантов числа и мощности трансформаторов на подстанции, сравнивая их по технико-экономическим показателям.

Для питания цеховых потребителей КТП (комплектная трансформаторная подстанция) располагается по возможности ближе к центру нагрузок. Их выполняют как внутри цеховыми (встраемые внутри здания цеха) или пристроенные к нему помещения.

Для потребителей III категории применяют одну трансформаторную подстанцию, при наличии на предприятии резервных трансформаторов и линий связи на вторичном напряжении.

Выбор номинальной мощности осуществляется на основании расчетной максимальной нагрузки, после компенсации реактивной мощности с учетом потерь трансформатора.

Мощность трансформатора должна соблюдать условие:

- расчетное значение полной максимальной мощности S_мах.р., кВ·А

где ?S_тр - потери трансформатора, кВ·А

где ?Р_тр - потери активной мощности трансформатора, кВт; ?Q_тр - потери реактивной мощности трансформатора, кВАр

где S_макс - полной максимальная мощность после компенсации, кВ·А

- по расчетному значению полной максимальной мощности был выбран трансформатор КТП 630/6 и 10/0,4 с ТМФ-630/10 - трехфазный масляный трансформатор, мощностью 630 кВ·А

- мощность трансформатора должна соответствовать условию

- коэффициент загрузки, К_з

- проверка установленной мощности трансформатора в аварийном режиме

Следовательно, выбранная мощность трансформатора обеспечит электроснабжение участка, как в нормальном, так и в аварийном режимах.

2.6 Выбор аппаратуры защиты управления

Внутрицеховая электросеть должна быть удобной в эксплуатации, надежно защищена от коротких замыканий, перегрузок и механических повреждений. Для этого необходимо учесть мощность отдельных электроприёмников, а так же расположение потребителей относительно трансформаторной подстанции, и выбрать тли защитной аппаратуры и сечение питающих проводников. При завышении сечения питающих проводов и кабелей, происходит перерасход проводникового материала, а при занижении, нагрев проводов и кабелей рабочими токами электроприёмников.

Расчет ведется для вертикально-фрезерного станка с номинальной мощностью Р_н = 30 кВт

- номинальный ток I_ном, А

где Р_ном - номинальная мощность, кВт U_ном - номинальное напряжение, В сosц - коэффициент мощности с учётом компенсации з - коэффициент полезного действия

- сечение провода питающего станок [4,7, таблица 2,7, странница 42]

Выбран провод типа ПВ1 номинальный допустимый ток 75 А сечением 16мм², 4 жилы, в трубе, что соответствует условию

- номинальный ток теплового расцепителя I_т.р, А



- пусковой ток I_пуск, А

где 5 - кратность пускового тока для лёгкого пуска

- ток электромагнитного расцепителя I_эм, А

по расчётным значениям токов теплового и электромагнитного расцепителя выбран автоматический выключатель ВА 51-31 на номинальный ток 100 А, номинальный ток теплового расцепителя 80 А, ток электромагнитного расцепителя 1000 А. Стандартное значение тока электромагнитного расцепителя I_эм.ст = 10 · I_н.а.

Расчёт остальной аппаратуры выполнен аналогично, результаты сведены в таблицу 3.

2.7 Расчет токов короткого замыкания

В электроустановках могут возникать различные виды «КЗ», которые сопровождаются различным увеличением тока. Все устанавливаемое оборудование в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам «КЗ» и выбираться с учетом их ударных величин.

Расчет токов короткого замыкания будем вести в относительных единицах.

При этом методе все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. За базисное напряжение принимаем среднее значение напряжения: 0,23кВ, 0,4кВ, 0,69кВ, 6,ЗкВ, 10,5кВ, 37кВ, 115кВ,230кВ.

За базисную мощность Sб, исходя из условий принимаем мощность системы, т.е. суммарную номинальную мощность генераторов электростанций или другое удобное число, кратное 100 (100,200,300 MB А).

- относительное базисное сопротивление

х₁ = х_с =0,5

- относительное базисное реактивное сопротивление кабельной линии

х₂ = х_oL (Sb / Ub²),

где х_о = 0,08Ом/км - реактивное сопротивление кабельной линии

х₂ = 0,08 0,5 (300 / 10,5²) = 0,1

- определим относительное активное сопротивление кабельной линии R₂, Ом

R₂=r_o L (Sb/Ub²)

где г_о=0,72 Ом/км для кабельной линии

R₂= 0,72 0,5 (300/10,5²) = 0,97 Ом

расчет ведем для точки K₁ токов короткого замыкания.

Активное сопротивление кабелей учитывается, если ?г > (1/3) ? Х

I_кз = i_b/ ?Х,

где i_b базисный ток, кА; ?X алгебраическая сумма относительных базисных сопротивлений

- базисный ток i_b, кА

i_b = S_b /3U_b

i_b = 300/1,73 10,5 = 16,5 кА

- алеграическая сумма относительного базисного сопротивления

х ?К₁ = х₁ + х₂

х ?К₁ = 0,5 + 0,1 = 0,6

Активное сопротивление учитываем, так как гн 1/3 х?

I_кз = i_b /

I_кз = 16,5/= 14,5 А



- ударный ток КЗ для точки К₁, кА

I_у1 = К_у1 I_кз ,

где К_у1 - ударный коэффициент в установках выше 1000 В;

К_у = 1,8

I_у1 = 1,8 14,5 = 36,8 кА

S_кз = S_б/Z_рез.

S_кз = 300/1,14 = 263,2 МВА

- относительное базисное сопротивление цехового трансформатора х₃

х₃ = ( U_k%/100)(S_b/S_нт)

х₃ = 5,5 /100 300 /0,63 = 41,25

- ток «КЗ» для точки - К₂ I_кз, кА

I_кз = I_b2/х?K₂

I_b2 = 300/3 0,4 = 429 кА

I_кз2 = 429 / 41,85 = 10,3 кА

- алгебраическую сумму относительного базисного сопротивления х?К₂

электроснабжение ток напряжение аппаратура

х?К₂ = х?К₁ + х_з,

х?К₂ = 0,6+ 41,25 = 41,85



Определяем ударный ток «КЗ» для точки К₂ - I_у2, кА

I_у2 = К_у2 3 I_кз2

где К_у2 - ударный коэффициент для трансформаторов мощностью 630кВА на стороне 0,4кВ, принимаем равным 1,1

К_у2 = 1,1

I_у2 = 1,12 10,3 = 16 кА

S_кз = 300 /41,85 = 7,2 MB·A

2.8 Выбор токоведущих частей и электрооборудования подстанций

Комплексная трансформаторная подстанция внутренней установки состоит го трехфазного понижающего трансформатора, вводного устройства ВН и распределительного устройства НН.

Силовой трансформатор типа ТМФ-630/10 кВ имеет естественное масленое охлаждение и защиту при помощи азотной подушки и имеет глухое присоединение к линии, без сборных шин первичного напряжения (блок высоковольтного ввода ВВ-1 с глухим присоединением).

Выбор автоматического выключателя на стороне низкого напряжения. Автоматические выключатели обеспечивают быструю и надежную защиту оборудования и электрических сетей, как от токов перегрузки, так и от токов короткого замыкания. Кроме того, они используются для защиты цепей управления и надежны в отношении мер безопасности. Таким образом, автоматические выключатели совмещают в себе функции защиты и управления. Автоматы выбирают по полному расчетному току I_р, А.



I_р.мах = S_p.мax / U_н,

I_р.мах = 352 / 1,73 0,38 = 535,7 A

Выбиран выключатель типа А3740Б с Iн = 630А

Распределительное устройство НН состоит из набора металлических шкафов с вмонтированной аппаратурой, ошиновкой и проводами.

Для защиты кабельной линии и трансформатора выбирается ячейка типа КРУ серии К - 6З предназначенная для закрытых РУ напряжением 6,10 кВ, с одинарной системой сборных шин.

Распределительное устройство типа К-63 укомплектовано вакуумным выключателем BB-TEL тип привода ПЭ-11.

Проверка вакуумного выключателя типа BB-TEL.

- по отключающей мощности

S_р.откл = 3 U_ycт I_р.откл,

S_h.откл = 3 U_hom I_н.оклт,

где S_р.откл и S_h.откл - расчетная и номинальная мощности отключения, МВА; I_р.откл и I_н.оклт - расчетное и номинальное значение токов отключения; U_hom - номинальное напряжение трансформатора; U_ycт - номинальное напряжение установки.

S_р.откл = 1,73 10 14,5 = 250,3 МВА

S_h.откл = 1,73 10 20 = 346 МВА

Условия выбора выполнены. Окончательно к установке принят выключатель ВВ-10-400-20 У2.

Выбор трансформатора тока производится по номинальному току и напряжению, по классу точности, коэффициентами динамической и термической устойчивости при прохождении токов короткого замыкания. Выбираем трансформатор тока ТПЛ-10К-150/5.

- динамическая устойчивость трансформатора тока К_дин, кА

К_дин = Iу 1/2 I_н,

где I_у = 36,8кА

I_н - номинальный ток трансформатора в точке «КЗ», кА

К_дин = 36,8 / 2 0,15 = 174,0 кА

- термическая устойчивость трансформатора тока

К_терм = (I Y t_np) / I_н,

где I - установившейся ток короткого замыкания по окончании переходного процесса, кА; t_пp - приведенное время

К_терм = (14,5 0,305) / 0,15 = 53,4

К_терм < 90, следовательно, трансформатор тока типа ТПЛ-10/150-5 подходит.

Таблица 4 Выбор и проверка трансформатора тока

Расчетные параметры	Допустимые параметры
Uн	10кВ	Uн	10кВ
Iн	23,5А	Imax	150А
Кдин	174кА	Кдин	250А
Ктерм	53,4	Ктерм	90



Определяют минимальное сечение кабеля, которое может выдерживает термическое воздействие токов короткого замыкания.

- сечение жил кабеля по экономической плотности тока S, мм²

S = I_ht / j .mm²,

где j - экономическая плотность тока = 1,4 А/мм²; I_ht - номинальный ток трансформатора, А

I_ht = S_ht / (3 U)

I_ht = 400 / (310) = 23,5 А

S = 23,5/1,4 = 16 мм²

- проверка сечения кабеля на электродинамическую устойчивость

S_min = (I tgh) / С,

где С - коэффициент соответствующий разности выделяемой теплоты в проводнике до и после КЗ; С = 85; I - установившийся ток КЗ, кА; I_кз = 14,5 к А; t_пр - приведенное время, с;

t_пр = 0,3 + 0,005 = 0,305с

S_min = (14,5 0,305) / 85 = 0,093 10³ = 93 мм²

Окончательно принимают кабель марки ААШВ- 10 - 3 95 мм² на допустимый ток I_д=205А.



2.9 Расчет релейной защиты

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды, совершенно очевидно, что человек не в состоянии справиться с этой задачей. Поэтому для определения места повреждения и подачи сигнала на отключение соответствующих выключателей устанавливаются специальные автоматические устройства. Это и есть релейная защита, действующая на отключение.

Основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения короткого замыкания и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электроустановки или сети. На цеховых подстанциях обычно устанавливается максимально-токовая защита, защита от однофазных замыканий на землю и газовая защита от внутренних повреждений трансформатора.

Основными параметрами схем релейной являются: ток срабатывания защиты I_cp.p., представляющие собой минимальной токи (соответственно первичный и ток в обмотке реле), при которых надежно срабатывают защиты и реле), при которых надежно срабатывают защита и реле.

- ток срабатывания защиты I_ср.з, А

I_ср.з = ((К_н m_сн ) / К_в) I_н,

где Кн - коэффициент надежности от 1,2и выше в зависимости от назначения защиты К_в - коэффициент возврата, зависит от типа реле, для реле РТ - 40 К_в = 0,85; m_сн - кратность сверхтока нагрузки, принимаем 2,5

I_ср.з = ((1,2 2,5 / 0,85) 23,5 = 82,9 A



- ток срабатывания реле I_cp.p, А

I_cp.p = (К_сх I_ср.з) / К_т.т,

где К_сх - коэффициент схемы, зависит от схемы соединения обмоток; К_т.т - коэффициент трансформации трансформаторов тока

I_cp.p = (1 82,9) / 20 = 4,1

Тип реле РТ-40,1ср = 1,56 с плавным регулированием уставки, выставляем 4,3.

Коэффициент чувствительности защиты К_чувств,- отношение минимального тока I_к.з в конце защищаемой зоны при двухфазном коротком замыкании к току срабатываемого реле.

- коэффициент чувствительности защиты при двухфазном К.З. К_чувс

К_чувст = (0,87 I_кз1) /I_ср.з

К_чувст = (0,87 14,5) / 0,829 = 15 > 1,5

Чувствительность защиты удовлетворительна.

2.10 Расчет заземления

При прикосновении человека к токоведущим частям электрической установки, находящихся под напряжением, или к металлическим конструктивным частям, которые оказываются под напряжением вследствие пробоя или неисправности изоляции токоведущих частей, может произойти поражение человека электрическим током.

Чтобы обеспечить безопасность людей, работающих на электроустановках, необходимо сооружать заземляющие устройства и заземлять металлические части электрического оборудования и электрических установок. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям, обусловленным режимом работы сетей и защиты от перенапряжения.

Рассчитываем заземляющее устройство подстанции с трансформатором, имеющим изолированную нейтральна стороне низкого напряжения.

Грунт в месте заземления глина - естественный заземлитель R_e = 10 Омм > 4 Ом, следует принимать дополнительные искусственные заземлители.

Учитывая сопротивление естественного заземлителя R_з = 10 Ом находим сопротивление исскуственного заземлителя R_и, Ом

R_и = R_e R_з / (R_e - R_з)

R_и = 10 4 / (10 - 4) = 6,7 Ом

- рассчитываем удельное сопротивления грунта

с_расч = с_из ш,

где ш = 1,36

с_расч = 10 10000 1,36 = 13,6 1000 Ом см

- сопротивление одного заземлителя для прутка диаметром 12 мм и длиной 5 метров.

R_пр = 0,0027 с_из ш₂,



где с_из - удельное сопротивление одного прутка

R_пр = 0,00227 2 10000 1,36 = 61,7 Ом

Определяем число заземлителей n, шт.

n = R_пр /(з R_и)

где n = 0,8 при а / L

n = 61,7 /(0,8 6,7) = 12 шт.

Размещают заземлители по контуру трансформаторной подстанции.



3. Экономический раздел

3.1 Расчёт среднемесячной заработной платы ремонтного персонала

Задача ремонтного хозяйства обеспечивать бесперебойную работ> оборудования, сокращать сроки проведения плановых ремонтов, проводить качественный ремонт» снижать затраты на проведение ремонтных работ. Решению этих задач способствует система планово -- предупредительного ремонта ППР Система ППР представляет собой комплекс организационных и технических мероприятий по уходу, обслуживанию и ремонту оборудования осуществляемых в плановом порядке и носящих предупредительный характер*

К работам по техническому уходу за оборудованием относятся: межремонтное обслуживание, промывка» смена н пополнение масел, проверка на прочность, осмотр, профилактические испытания*

К ремонтным работам относится текущий, средний, капитальный и внеплановый ремонты.

Расчет среднемесячной заработной платы производится на основе данных составленных исходя из спецификации оборудования» которые занесены в таблицу 4.

Таблица 4 - Исходные данные

Наименование оборудования	Мощность, кВт	Количество, шт.
Электродвигатели до 500В	5,1 - 10	2
Электродвигатели до 500В	10,1 - 15	70
Электродвигатели до 500В	20,1 - 30	15
Электродвигатели до 500В	15,1 - 20,0	16
Электропечь	20,1 - 30	9
Трансформаторная подстанция S, кВА	1 Ч 1000	1
Внутрицеховая электросиловая сеть		3420
Сеть заземления		320
Сеть освещения, S = 2,5 ммІ		1892
Световые точки, шт.		104

Расчёт количества ремонтных единиц.

Важнейшими нормативами -системы ППР является категории сложности ремонта и ремонтные единицы. Категория сложности ремонта зависит от мощности оборудования и его габаритов, конструктивных и технологических особенностей оборудования, условий его работы.

Категория сложности определяется путём сравнения с агрегатом -- эталоном. Агрегат -- эталон для электротехнического оборудования принят асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором, в защищенном исполнении, с паспортной мощностью до 0,6 кВт, имеющий первую категорию сложности ремонта.

Для планирования и учёта работ наряду с категорией сложности ремонта применяется условный показатель ремонтная единица r. Каждый агрегат имеет столько ремонтных единиц, какова категория сложности ремонта этого агрегата.

Для определения категории сложности ремонта каждого электрооборудования, данного в задании к дипломной работе, неоохолимо воспользоваться типовым положением ЕСППР.

Межремонтным циклом называется период работы оборудования между двумя капитальными ремонтами (для оборудования, находящегося в эксплуатации) или от начала эксплуатации до первого капитального ремонта (для оборудования вновь вводимого в эксплуатацию).

Межремонтным периодом называется период между двумя очередными плановыми ремонтами, а меж осмотровым периодом - период работы оборудования между очередным плановым ремонтом с осмотром или между двумя очередными осмотрами:

- межремонтного цикла - 120 месяцев;

- между малым и очередным ремонтом - 6 месяцев;

- между средними ремонтами - 12 месяцев.

Продолжительность межремонтного цикла определяется сроком службы тех основных механизмов и деталей станков, замена или ремонт которых могут быть выполнена во время полной его разборки.