1
2
3
4
Аннотация
Cогласно заданию дипломной работы разработан проект на тему:
«Электроснабжение мясокомбината».
Был произведен расчет электрических и осветительных нагрузок завода.
Разработана схема электроснабжения, произведен выбор и проверка всего
технического оборудования.
Выполнены разделы: по обеспечению безопасности жизнедеятельности и
экономическая часть.
Аңдатпа
Бұл бітіру жұмыста берілген тапсырмаға сәйкес «ет комбинатын
электрмен жабдықталуын» тақырыбы бойынша жоба жасалады.
Зауыттың электрлік және жарықтындыру жүктемелеріне есептеу
жұмыстары жүргізілді. Электрмен жабдықтау сұлбасы жасалады, барлық
техникалық жабдықтар тексерілді және оларға таңдау жүргізілді.
Орындалған бөлімдер: өміртіршілік қаупсіздігінің тарауы және
экономикалық бөлімі.
Annotation
According to the assignment of the diploma work developed project on a
theme: "the Supply of meat".
Were calculated electrical and lighting loads plant. The scheme of power
supply, the selection and verification of all technical equipment.
The completed sections: safety of vital activity and economic part.
5
Содержание
Введение
1 Технологический процесс мясокомбината
1.1 Исходные данные на проектирование
7
9
9
2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
2.1 Расчет осветительной нагрузки по цехам предприятия
2.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной
мощности на напряжение 0,4 кВ
2.4 Определение потерь мощности трансформатора
2.5 Выбор схемы внешнего электроснабжения
2.6 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ
3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
3.1 Технико-экономический расчет для 1 варианта
3.2 Технико-экономический расчет для 2 варианта
4 Выбор оборудования на ГПП 10 кВ
4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах ГПП
4.2 Выбор выключателей
4.3 Выбор трансформатора тока
4.4 Выбор выключателей нагрузки
4.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий
4.6 Расчет картограммы
5 Выбор дугогасительных катушек на напряжение 10 кВ для компенсации
емкостных токов замыкания на землю
5.1 Режимы нейтралей электрических сетей
5.2 Конструктивное выполнение и параметры дугогасящих катушек
5.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек
5.4 Пример выбора дугогасительной катушки
6 Безопасность жизнедеятельности
6.1 Анализ условий труда в кузнечно-механическом цехе
6.2 Разработка мер защиты от производственного шума
Экономическая часть
7.1 Цели разработки проекта
7.2 Экономическая оценка и финансовый анализ
7.3 Расчет технико-экономических показателей подстанции
7.4 Переменные потери энергии и издержки, связанные с ними
7.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций
8 Применение вычислительной техники
Заключение
Список используемой литературы
12
12
12
6
18
21
22
22
26
26
32
37
37
39
41
47
47
53
54
54
57
59
61
63
63
65
70
70
70
70
73
78
83
83
84
Введение
В ХХI веке все развивается очень динамично и народное хозяиство в том
числе. Электроэнергетика как одно из главных направлений народного
хозяиства развивается и усовершенствуется в ногу со временем. На фоне
истощающегося запаса полезных ископаемых и продвижения на глобальный
уровень вопроса загрязнения атмосферы в данное время большое внимание
уделяется
развитию
возобновляемых
источников
энергии,
и
в
исследовательских работах предпочтение отдается ему нежели традиционным
источникам энергии.
В связи с тем что в 20-м веке был прорыв IT-технологии и последующем
ему динамичному росту в начале 21-го века, в электроэнергетике, как и в
других отраслях, начали активно использовать элементы системы
автоматического управления, в частности в проектировании новых систем
электроснабжения и модернизации старых. Также растет нужда в
электричестве, а главное назначение электроэнергетики это обеспечение
достаточным количеством электричества ее потребителей. Если в 1890 году
всемирное производство электроэнергии было 9 млрд. кВт*ч, а в 1980 году
было 8250 млрд. кВт*ч, то к 2007 году этот показатель увеличился до 19894,8
млрд. кВт*ч. Эти цифры наглядно демонстрируют с каким темпом растет
производство электроэнергии, и как следствие спрос на нее, опираясь на
главный закон экономики «Спрос рождает предложение». Этот спрос
обусловлен тем что за последний век в работе предпочтение отдается машинам,
большая часть которых работает на электрическом приводе, нежели труду
человевеских ресурсов. Основными потребителями электрической энергии
являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное
хозяйство. На сегодняшний день более 70 процентов вырабатываемой энергии
потребляет промышленность.
В проектировании систем электроснабжения гибкость системы и
возможность ее дальнейшей модернизации являются одними из главных наряду
с надежностью, селективностью и т.д.. При разработке систем
электроснабжения промышленных предприятии различают несколько стадии
проектирования: ТЭО, предварительный проект, ТЭР, рабочий проект,
проектная документация. Технико-экономическая обоснованность – в этой
части проекта показывается обоснованность постройки данной системы, далее
проводятся предварительные расчеты и выбор требуемого оборудования.
Следующий шаг, технико-экономический расчет в котором рассматриваются
надежность и экономичность системы, и выбор наиболее оптимального
варианта, в дальнейшем на основе этого варианта делается рабочий проект и
готовится соответствующая документация.
Важной частью проекта является наиболее точный расчет нагрузки
предприятия, что влият на дальнейшие расчеты а также выбор
соответствующего оборудования руководствуясь сперва надежностью а потом
экономичностью. В этих целях непосредственно в цехах и близлежащих
территориях широко используются комплектно-распределительные устройства,
токопроводы и цеховые подстанции которые в значительной степени экономят
средства, не пренебрегая при этом надежностью.
7
1 Технологический процесс мясокомбината
Колбасные изделия — это продукты, изготовленные из мясного фарша с
солью и специями, в оболочке или без нее и подвергнутые термической
обработке или ферментации до готовности к употреблению.
Колбасные изделия подразделяются в зависимости от технологии
изготовления и сырья следующим образом.

вареные, фаршированные, полукопченые, копченые, ливерные,
кровяные, мясные хлебцы, паштеты, зельцы и студни;

по виду мяса — на говяжьи, свиные, бараньи, конские,
верблюжьи, из мяса других животных и птиц, говяжьи, бараньи и конские в
смеси со свиным шпиком;

составу сырья — на мясные, кровяные, субпродуктовые,
диетические;

по качеству сырья — на высший, 1, 2, 3 сорта;

по виду оболочки — в оболочках естественных (кишки, пузыри,
пищеводы), искусственных (белковая, целлюлозная), без оболочки (мясной
хлеб, студень, паштет);

по рисунку на разрезе — с однородной структурой (тонко
измельченный фарш) и с включением кусочков шпика, крупно измельченной
мышечной и жировой ткани.
Пищевая ценность колбасных изделий выше ценности исходного сырья и
большинства других продуктов из мяса. Объясняется это тем, что в процессе
производства колбас из сырья удаляют наименее ценные по питательности
ткани. Высокая пищевая ценность колбасных изделий обусловливается также
высоким содержанием в них белковых и экстрактивных веществ, низкоплавкого
свиного жира. Добавление же молока, сливочного масла и яиц не только
повышает питательную ценность, но и значительно улучшает вкус колбасных
изделий.
Исходя из сорта, с 1 июля 2012 года (с 22 февраля 2013 года продлен на пять
лет) принят следующий классический ассортимент вареных колбасных изделий
(СТ РК 1000-97): 1) Высший сорт 2) Первый сорт 3) Второй сорт
Технологическая схема производства вареных колбас, сосисок и сарделек:
8
Сбор, транспортировка
Сырье
Измельчение
Измельченн
ое
сырье
Конденсация и
дезодорация
Варка, стерилизация
Технологическая вода
Вареный
продукт
Пар,
газ
Разделение жир-вода, шквара
Конденс
ат
Сушка шквары
Смесь
жир-вода
Разделение жир-вода
Вода в
канализац
ию
Дробление,
просеивание
Жир
Охлаждение, фасовка,
упаковка
Фасовка
Жир
пищевой и
технический
Рисунок 1 - Технологическая схема производства мясных изделий
9
Обработка сырья
Мясо освобождают от костей, хрящей, сухожилий, нарезают на куски и при
этом сортируют на сорта, измельчают и солят. Говядину и конину сортируют на
высший, первый и второй сорта:
 высший сорт не содержит видимой соединительной и жировой
ткани;
 первый — содержит 6% этих тканей от общей массы куска;
 второй включает их не более 20%.
Для говядины, буйволятины и верблюжатины выделяют в качестве
отдельного жирное мясо, содержащее не более 35% жировой и соединительной
тканей. Свинину подразделяют на нежирную, полужирную и жирную: нежирная
содержит не более 10% межмышечного жира; полужирная — 30-50% жировой
ткани; жирная — 80% жировой ткани.
При жиловке баранины выделяют один сорт, оленины — первый и второй
сорта: первый сорт содержит не более 6% видимой соединительной и жировой
тканей, второй сорт — не более 20%.В практике производства колбасных изделий
могут применять двухсортную жиловку говядины и свинины — высший и объединенный (первый и второй) сорта. Объединенный сорт говяжьего мяса содержит
12% соединительной и жировой ткани; от упитанных животных получают, как это
было сказано выше, еще один сорт — жирную говядину. При двухсортной
жиловке свинины высший сорт получают путем отделения нежирных частей от
окороков передней части полутуши; остальное мясо — объединенный сорт,
содержащий 35-50% жировой ткани.
Измельчение. Мясо, предназначенное для вареных колбас, перед посолом
измельчают на волчках с диаметром отверстий решетки 2-6, 8-12мм.
Посол мяса. При посоле мяса, предназначенного для вареных колбас,
вносят 1,7-2,9 кг соли на 100 кг мяса.
При посоле мяса добавляют нитрит натрия в количестве 7,5 г на 100 кг
сырья в виде раствора, концентрацией не выше 2,5% (или его вводят при
приготовлении фарша). Далее соленое мясо направляют на выдержку при
температуре не выше 12°С до 12-24 ч.
1.1 Исходные данные на проектирование
Тема: «Электроснабжение мясокомбината»
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы
неограниченной мощности, на которой установлены два трансформатора
мощностью по 25 МВА, напряжением 115/10,5 кВ (трансформаторы работают
раздельно) или глухой отпайкой от транзитной двухцепной ЛЭП-35кВ.
Мощность системы 500МВА. Мощность к.з. в месте отпайки равна 400 МВА, а
на стороне 115 кВ подстанции энергосистемы 800МВА. Расстояние от
10
подстанции энергосистемы до комбината 7 км, от ЛЭП-35кВ – 4км. Комбинат
работает в две смены. [1]
Таблица 1.1 - Электрические нагрузки по цехам предприятия
Установленная
Кол-во
мощность,кВт
№
Наименование
ЭП,n
Одного ЭП,Рн
ΣРн
1 Колбасный завод
130
1-50
2800
2 Гофтара
25
1-28
450
3 Холодильник №1
20
20-80
950
4 Завод первичной обработки продуктов
70
10-40
2100
5 Лайветок
20
1-20
200
6 Завод технических фабрикатов
50
3-40
1100
7 Завод сыворотки
30
3-28
450
8 ЦВХУ: 0,4 кВ
40
10-50
1380
8а СД 10 кВ
4
1000
4000
9 Конденсатная
20
10-40
370
10 НИИ
30
1-40
500
11 Машиносчетная станция
20
10-30
240
12 Холодильник №2
20
10-50
600
13 Заводоуправление
20
1-10
120
14 Ремонтно-механический цех
30
1-20
350
15 Энергоцех
20
10-40
370
16 Ремонтно-строительный цех
46
2-70
250
17 Прачечная
15
1-20
150
11
2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
2.1 Расчет осветительной нагрузки по цехам предприятия
Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия
производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной
нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту
спроса.
По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной
средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется
по формулам: [2]
P
po
Q
   F , кВт;
o
(2.1)
 tg  P , квар,
o po
(2.2)
K
po
co
где Кco – коэффициент спроса по активной мощности осветительной
нагрузки;
tgо – коэффициент реактивной мощности, определяется по cos;
Руо – установленная мощность приемников освещения по цеху,
определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности пола
известной производственной площади;
F – площадь производственного помещения, которая определяется по
генеральному плану завода, м2;
удельная расчетная мощность, кВт/м2.
Все расчетные данные заносятся в таблицу 2.1 – Расчет осветительной
нагрузки.
2.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
Число m определяется:
m
Pн max
,
Pн min
(2.3)
где Рн max , Рн min - номинальные активные мощности наибольшего и
наименьшего электроприемников.
Средняя активная нагрузка за наиболее нагруженную смену:
Рсм  К и  Рн ,
где К и – коэффициент использования, выбирается по справочнику;
Рн – номинальная активная нагрузка.
12
(2.4)
Средняя реактивная нагрузка за наиболее нагруженную смену:
Qсм  Pсм  tg ,
cos  .
(2.5)
где Pсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;
tg – реактивный коэффициент мощности, определяется по известному
Средневзвешенное значение коэффициента использования:
Ки 
Р
Р
см
(2.6)
.
н
Эффектное число электроприемников:
n
nэ 
Максимальная
активная
электроприемников узла:
2 Р н
1
Pн max
(2.7)
.
получасовая
нагрузка
от
силовых
Рм  К м  Рсм ,
(2.8)
где К м – коэффициент максимума;
Рсм – средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену.
Максимальная реактивная
электроприемников узла:
получасовая
нагрузка
от
силовых
nэ  10, Qм  1,1  Qсм ;
(2.9)
nэ  10, Qм  Qсм .
(2.10)
Максимальная полная нагрузка расчетного узла питания:
S м  Рм2  Qм2 .
(2.11)
Расчетный максимальный ток:
Iр 
Sм
3 U н
Все расчеты занесены в таблицу 2.2.[2]
13
.
(2.12)
Таблица 2.1 - Расчет осветительной нагрузки
№
п/п
Наименование
произв.помещений
Размеры
помещения,
м
Площадь
помещения
, м2
Удельная
осветительная
нагрузка ρ0,
кВт/м2
Коэф.
спроса,
Кс
Установленная
мощность
освещения,
Руо, кВт
1
1
2
3
2
3
.225х165
35х105
150х150
160х40
4
35000
3675
22500
6400
5
0,013
0,015
0,014
0,014
6
1,0
0,95
0,6
0,95
40х120
35х45
35х120
30х80
30х60
125х175
40х150
115х60
45х135
30х240
30х240
25х45
20х35
500х775
4800
1575
4200
2400
1800
21875
6000
6900
6075
7200
7200
1125
700
248075
0,015
0,016
0,015
0,013
0,014
0,018
0,017
0,014
0,018
0,017
0,014
0,015
0,017
0,009
1,0
0,95
1,0
0,95
0,9
0,8
0,8
0,8
0,7
0,95
0,95
0,95
0,7
1
4
14
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Колбасный завод
Гофтара
Холодильник №1
Завод первичной обработки
продуктов
Лайветок
Завод технических фабрикатов
Завод сыворотки
ЦВХУ: 0,4 кВ
Конденсатная
НИИ
Машиносчетная станция
Холодильник №2
Заводоуправление
Ремонтно-механический цех
Энергоцех
Ремонтно-строительный цех
Прачечная
Освещение территории
14
Cosφ0/
tgφ0
Тип
лампы
7
104,65
55,13
315
89,6
Расчетная
мощность
осветительной
нагрузки
Рро
Qро
8
9
104,65
52,3
52,37
26,19
189
94,5
85,12
42,56
10
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
11
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
72
25,2
63
31,2
25,2
393,75
102
96,6
109,35
122,4,
58,8
16,875
11,9
2232,6
72
23,94
63
29,64
17,6
315
81,6
57,96
76,6
116,3
55,9
16
8,3
2232,6
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
0,9/0,5
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
ЛЛ
ДРЛ
ДРЛ
ДРЛ
36
11,97
31,5
14,82
8,8
157,5
40,8
28,98
38,3
116,3
27,95
8
4,15
1116,3
Таблица 2.2 - Расчет силовых нагрузок предприятия напряжением U = 0,4кВ
№
1
1
2
3
4
5
6
Цехтардың атауы
2
Колбасный завод
Силовая
Осветительная
Итого
Гофтара
Силовая
Осветительная
Итого
Холодильник №1
Силовая
Осветительная
Итого
Завод первичной обработки туш
Силовая
Осветительная
Итого
Лайветок
Силовая
Осветительная
Итого
Завод технических фабрикатов
Силовая
Осветительная
ЭҚ
саны,
n
3
Орнатылған
қуат, кВт
Рнmin÷ ∑Pн
Рн max
4
5
m
Kи
cos φ
tg φ
6
7
8
9
Орташа
жүктемелер
Pсм,
Qсм,
кВт
квар
10
11
12
13
14
Qp,
квар
15
nэ
Kм
Есептік жүктемелер
Pp, кВт
130
1-50
2800
˃3
0,3
0,7
1,02
1960
1999,2
112
0,7
1372
104,6
1476,6
1999,2
52,3
2051,5
25
1-28
450
˃3
0,5
0,8
0,75
225
168,8
25
0,8
180
52,4
232,4
168,8
26,2
195
20
20-80
950
˃3
0,5
0,85
0,62
475
294,5
20
0,85
403,8
189
592,8
294,5
94,5
389
70
10-40
2100
˃3
0,4
0,75
0,9
840
756
70
0,7
588
85,1
673,1
756
42,6
798,6
20
1-20
200
˃3
0,35
0,75
0,9
70
63
20
0,85
59,5
72
131,5
63
36
99
50
3-40
1100
˃3
0,4
0,8
0,75
440
330
40
0,7
308
23,9
330
11,2
331,9
341,2
Итого
15
Sp,
кВА
16
Продолжение таблицы 2.2
1
7
2
Завод сыворотки
Силовая
Осветительная
Итого
8 ЦВХУ: 0,4 кВ
Силовая
Осветительная
Итого
9 Конденсаторная
Силовая
Осветительная
Итого
10 НИИ
Силовая
Осветительная
Итого
11 Машиносчетная станция
Силовая
Осветительная
Итого
12 Холодильник №2
Силовая
Осветительная
Итого
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
30
3-28
450
˃3
0,4
0,75
0,9
180
162
30
0,75
135
63
198
162
31,5
193,5
40
10-50
1380
˃3
0,5
0,75
0,9
690
621
40
0,8
552
29,6
581,6
621
14,8
635,8
20
10-40
370
˃3
0,6
0,8
0,75
222
166,5
19
0,9
199,8
17,6
217,4
166,5
8,8
175,3
30
1-40
500
˃3
0,4
0,8
0,75
200
150
25
0,75
150
315
465
150
157,5
307,5
20
10-30
240
=3
0,4
0,75
0,9
96
86,4
20
0,85
81,6
81,6
163,2
86,4
40,8
127,2
20
10-50
600
>3
0.5
0.85
0.62
300
186
20
0.8
240
57.9
297.9
186
29
215
16
16
Окончание таблицы 2.2
1
13
2
3
4
5
20
1-10
120
30
1-20
20
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
>3
0,4
0,7
1.02
48
48.96
20
0,75
40.8
76.6
117.4
48.96
38.3
87.3
350
˃3
0,2
0,65
1.17
70
81.9
30
0,75
52.5
116.3
168.8
81.9
58.2
140.1
10-40
370
˃3
0,4
0,75
0.9
148
133.2
19
0,85
125.8
55.9
181.7
133.2
28
161.2
46
2-70
250
>3
0,4
0,75
0,9
100
90
8
0.94
94
16
110
99
8
107
15
1-20
150
˃3
0,3
0,7
1,02
45
45.9
15
0,85
Освещение территории
38.3
8.3
46.6
2233
45.9
4.2
50.1
1116
Итого по заводу: 0,4 кВ
8269
7182
16
Заводоуправление
Силовая
Осветительная
Итого
14
Ремонтно-мехнический цех
15
Силовая
Осветительная
Итого
Энергоцех
Силовая
Осветительная
Итого
Ремонтно-строительный
16 цех
Силовая
Осветительная
Итого
17
Прачечная
Силовая
Осветительная
Итого
18
17
11328
2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и
реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ
компенсация
Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов
возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих
факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации
реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности
трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных
мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от
графика нагрузки. [2]
Данные для расчета:
Рp0,4= 8219 кВт; Qp0,4= 7182 кВар; Sp0,4= 11328 кВА.
Завод тяжелого машиностроения относится ко 2 категории потребителей,
предприятие работает в три смены, следовательно, коэффициент загрузки
трансформаторов Кзтр=0,75.
Sн.тр – принятая номинальная мощность трансформатора, выбирается по
удельной плотности нагрузок:
S
S УД =
р 0,4
11323
2

 0,008 , кВА/м ,
Fццехо 139425
при Sуд<0,2 применяются трансформаторы 630-1000 кВА, при Sуд=0,2-0,3
применяются трансформаторы 1600 кВА, при Sуд>0,3 применяются
трансформаторы 2500 кВА.
Для каждой технологически концентрированной группы цеховых
трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для
питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле:
N
т min

Р
р 0,4
8269
 ΔN 
 0,975  12
Кз  Sнн
0,75  1000
где Рр 0,4 – суммарная расчетная активная нагрузка;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора;
Sнт – принятая номинальная мощность трансформатора;
N – добавка до ближайшего целого числа
Трансформатор типа ТДНС-1000/10.
По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую
реактивную мощность Q1, которую целесообразно передать через
трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:
18
Qэ
10кВ
Q1
0,4кВ
Рp0,4;Qp0,
Qнбк
4
Рисунок 2.1 – Схема замещения


2 Р
2  (1,1 12 1000  0,75) 2  8754 2  4623 кВар .
Q  1,1  N
К S
1
т.э з н.т
р0,4
Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим
величину Qнбк 1, так как составляющая QНБК2 в большинстве случаев меньше 0, то
расчет ведется по 1-й составляющей Qнбк1:
Qнбк 1+Q1=Qр 0,4, отсюда
Qнбк 1= Qр 0,4 - Q1=7182– 4623=2559 кВар
так как составляющая QНБК2 в большинстве случаев меньше 0, то расчет ведется
по 1-й составляющей Qнбк1.
Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на
каждый трансформатор:
Q
нбк тп

Q
нбк1  2559  213,25 кВар .
Nт э
12
Принимаем батарею конденсаторов типа: УКБН-0,38-250-50У3.[8]
На основании расчетов составляется таблица 2.3 - Распределение нагрузок
цехов по ТП, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по
цеховым ТП.
19
Таблица 2.3 - Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП
№ Тп Sнт,кВА Qнбк
1
ТП1÷ ТП3
(6x1000)
Qнбк=6х250
Итого по ТП1÷ ТП3
ТП4÷ ТП6
(6x1000)
№ цехов
2
1
2
3
4
5
6
7
9
Рр0,4 кВт
3
1476,6
232,4
592,8
673,4
131,5
331,9
198
217,4
3854
163,2
581,6
465
297,9
117,4
168,8
181,7
110
46,6
2233
11
8
10
12
13
14
15
16
17
Освещение тер.
Qнбк=6x250
Итого по ТП4÷ ТП6
4365
Qр0,4 кВар Sр0,4 кВA
4
5
2051
195
385
799
99
341,2
193,5
175,3
-1500
2739
4728
127,2
635,8
307,5
215
87,3
140,1
161,2
107
50,1
1116
-1500
2047,2
4598
Распределим Qнбк по ТП реактивным нагрузкам
Исходные данные:
ТП1-ТП3
Qр 0,4= 7182 кВар;
Qнбк=4623 кВар.
Q
р нбк тп1 - тп3

Q
Q
нбк1 р тп1 - 3 2559  4239

 1513,4 кВар ,
Qр 0,4
7190
то фактическая реактивная мощность:
QфТП1-2=6x250=1500кВар,
а нескомпенсированная мощность равна:
Qнеск= Qр ТП1,2– Qф ТП1,2= 4239 – 1500=2739 кВар.
20
Кз
6
0,79
0,77
ТП4-ТП6
Q
р нбк тп4 - тп6

Q
Q
нбк1 р тп1 - 3 2567  3547,2

 1267,9кВар
Qр 0,4
7182
Уточненное распределение Qнбк по ТП сведем в таблицу 2.4.
- Уточненное распределение Qнбк по ТП
Qр тп,
№ ТП
Qр нбк, кВар
кВар
1
2
3
ТП 1-ТП 3
4239
1513,4
ТП 4-ТП 6
3547,4
1267,9
Qф.ТП,
кВар
4
(6х250)=1500
(6х250)=1500
Qнеск.,
кВар
5
2739
2047,2
2.4 Определение потерь мощности в трансформаторах.
Таблица 2.4 - Выбираем трансформаторы ТДНС-1000-10/0,4
Паспортные данные трансформатора
SН, кВА
IХХ, %
UКЗ, %
∆PХХ, кВт
1000
1,2%
5,5%
1,9
∆PКЗ, кВт
10,8
ТП 1-ТП 3:
Кз = 0,79 N=6
Рт  (Pxx  Pкк  Кз 2 )  N  (1,9  10,8  0,79 2 )  6  51,84 кВт
Qт  (
Ixx%
100
 Sнн 
Uкк%
1,2
5,5
 Sнн  Кз 2 )  N  (
1000 
1000  0,79 2 )  6  277 ,9кВар
100
100
100
ТП 3-ТП 4:
Кз = 0,77 N=6
Рт  (Pxx  Pкк  Кз 2 )  N  (1,9  10,8  0,77 2 )  6  49,82 кВт
Qт  (
Ixx%
100
 Sнн 
Uкк%
1,2
5,5
 Sнн  Кз 2 )  N  ( 1000 
1000  0,77 2 )  6  267 ,7кВар
100
100
100
 Рт  51,84  49,82  102 кВт
 Qт  277 ,9  267 ,7  546 кВар
21
2.5 Определение высоковольтных расчетных нагрузок
Определение расчетных мощностей синхронных двигателей
Рр СД = Рн СД·NСД·Кз, кВт,
Qр СД = Рр СД·tgφ, кВар.
Рн СД = 1000 кВт; NСД = 4 ; сosφ = 0,9; tgφ=0.48; Кз = 0,9.
Рр СД = Рн СД·NСД·Кз = 1000·4·0,9 = 3600 кВт.
Qр СД = Рр СД·tgφ = 3600·0,48 = 1728 кВар.
СДНЗ-2-18-39-16: Мощность – 1000 кВт, U=10кВ, n=375 об/мин.
2.6. Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 10 кВ ГПП
Составим схему замещения, показанную на рисунке 2.2
10 кВ
Qэ
Qрсд
Qвбк
Qнбк
СД
ΔQтртп
0,4 кВ
Qрезерв
Рp 0,4; Qp 0,4
Qнбк
Рисунок 2.2 – Схема замещения
Составляем уравнение баланса реактивной мощности на шинах 10 кВ
относительно QВБК:
∑ Qген=∑ Qпотр;
Qэ + QНБК + QВБК= Qр0,4+ Qрез + QСД +ΔQТР.
Резервная мощность:
22
=0,12∙ΣQрасч = 0,12∙ (Qр0, 4– QНБК+ ΔQТР+ Qр СД);
Qрез =0,12∙(7182-3000+546+1728)=774.72 кВар.
Мощность, поступающая от энергосистемы:
Qэ=0,25∙ΣPр зав=0,25 ∙ (Pр0,4+ΔPтр + Рр СД) = 0,25∙(8754+102+3600) = 3114 кВар.
Определение мощности ВБК:
QВБК= Qр0,4+ Qрез + QСД +ΔQТР – Qэ – QНБК;
QВБК=7182+774+546+1728–3114-3000=4116 кВар;
QВБК/2=4116/2=2058.
Для компенсации реактивной мощности на шинах ГПП выбираем
конденсаторные батареи типа УКРЛ(П)-56-10,3-2250-450УЗ, где QН = 2250 кВар,
N=2; ΣQН =4500 кВар.
23
Таблица 2.5 - Уточненный расчет нагрузок по заводу
№ТП
1
ТП1 – ТП2
(4х1600)
Силовая
Освещение
QНБК
Итого
ТП 3 – ТП 4 (4х1600)
Силовая
Освещение
Освещение тер.
QНБК
№
це
хо
в
2
1
2
3
4
5
6
7
9
N
Рн.min Рн.max
кВт
∑Рн,
кВт
3
130
25
20
70
20
50
30
20
365
4
1-50
1-28
20-80
10-40
1-20
3-40
3-28
10-40
1-80
5
2800
450
950
2100
200
1100
450
370
8420
40
30
20
20
20
30
20
46
15
241
10-50
1-40
10-30
10-50
1-10
1-20
10-40
2-70
1-20
1-70
1380
500
240
600
120
350
370
250
150
3960
Ки
6
Средние мощности
Рсм, кВт
Qсм, кВар
0,52
7
1960
225
475
840
70
440
180
222
4412
8
1999
169
295
756
63
330
162
167
3941
0,43
690
200
96
300
48
70
148
100
45
1697
621
150
86,4
186
48,96
8,9
133,2
90
45,9
1443,4
Расчетные мощности
Рр, кВт
Qр, квар
nэ
Км
9
10
11
12
13
211
0,75
3309
607,6
3941
303,1
-1500
2744,1
4782
3916,6
8
10
11
12
13
14
15
16
17
24
114
0,7
1118
757,2
2233
1443
378,8
1116
–1500
Sр, кВА
Кз
14
0,8
Продолжение таблицы 2.5
Итого
Итого на шинах 0,4кВ
Потери в ЦТ
Нагрузка 0,4 кВ,
приведенная к шинам
10 кВ
ЦВХУ: СД 10 кВ
ВБК
Итого по заводу
4
1000
4000
4178,2
8095
102
8197
1437,8
4182
546
4728
3600
1728
-4500
1456
11797
Ко=0,9
Рр=0,9*11797=10617,3 кВт
Qр=0,9*956= 1310,4кВар
25
4418
0,74
3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы
неограниченной мощности, на которой установлены два трансформатора
мощностью по 25МВА, напряжением 115/10,5 кВ (трансформаторы работают
раздельно) или глухой отпайкой от транзитной двухцепной ЛЭП-35 кВ.
Мощность системы 500 МВА. Мощность к.з. в месте отпайки равна 400
МВА, а на стороне 115 кВ подстанции энергосистемы 800 МВА.
Расстояние от подстанции энергосистемы до комбината 7 км,
от ЛЭП-35- 4км. Комбинат работает в две смены. [1]
Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения
завода рассмотрим два варианта: [2]
I вариант – от высокой стороны трансформатора подстанции 110 кВ;
II вариант – от средней стороны трансформатора подстанции 35 кВ.
3.1 Технико-экономический расчет для I варианта
Рисунок 3.1 - Первый вариант схемы электроснабжения
Выбираем трансформаторы ГПП:
S
тр.гпп
 Pрр.за2  Qэ 2  10617,32  3114 2  11064 кВА
26
Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.
Коэффициент загрузки: [2]
Kз 
S
11064
тр.гпп

 0,55
2  S н.т
2  10000
Таблица 3.1- Паспортные данные трансформатора ТДН-10000/110/10
Цена,
Sн, кВА
Iх.х, %
Uк.з, %
∆Pх.х, кВт
∆Pк.з, кВт
млн. тг
10000
0,9
10,5
14
58
14,6
Потери мощности в трансформаторах:
Ртр.гпп  2  (Pxx  Pкк Кз 2 )  2  (14  58  0,552 )  63,09 кВт;
Qтт.гпп  2  (
Ixx%
Uкк%
 Sнн 
 Sнн  Кз 2 );
100
100
0,9
10,5
Qтт.гпп  (
10000 
10000  0,55 2 )  815,25кВар.
100
100
Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП. [2]
При двухсменном режиме работы Твкл=2500-4000 ч и соответственно
Тмакс=2700 ч, то время максимальных потерь будет равна:
τ  ( 0,124 
Тм 2
2700 2
)  8760  ( 0,124 
)  8760  1360ч
10000
10000
Потери активной мощности в трансформаторах:
ΔWтр.гпп=2∙(ΔPхх∙Tвкл+ΔPкз∙ τ ∙Kз2);
ΔWтр.гпп =2∙(14∙4000+58*1360∙0,30252)=159722 кВт∙ч.
3.1.1 Выбор сечения ЛЭП-110 кВ:
S ЛЭП  ( Pр. зав  ΔРтр.гпп ) 2  Qэ 2 
10618,8  63,092  3114 2
а) Рабочий ток, проходящий по одной линии:
27
 11126,5 кВА
Ip.лэп 
S
лэп  11126,5  29,2 А ,
2  3  Uн 2  3  110
б) Ток аварийного режима:
Iав=2∙Iр=2∙28,4=58,4 А.
в) По экономической плотности тока определяем сечение проводов:
FЭ 
Iр 29,2

 22,5 мм 2
jэ
1,3
где j=1 А/мм2 экономическая плотность тока, при Тм=2700ч и
неизолированных алюминиевых проводах.
Принимаем провод марки: АС –70 с Iдоп=265А. х0=0,428 Ом/км,
r0=0,444 Ом/км.
Проверим выбранные провода по допустимому току.
При рабочем токе: Iдоп=265 А ≥ Iр=29,2 А;
При аварийном режиме: Iдоп ав=1,3∙Iдоп=1,3∙265=344,5 A ≥ Iав=58,4 A.
д)Потери электроэнергии в ЛЭП:
ΔW
лэп
 2  (3  Ip 2  R  10 -3  τ )  2  (3  29,2 2  3,01  10 - 3  1360)  20942кВтч
где R = r0∙l = 0,43∙7=3,01 Ом,
где r0=0,43 Ом/км - удельное сопротивление сталеалюминевого
провода,
l=7 км - длина ЛЭП.
3.1.2 Рассчитываем токи короткого замыкания.
Рисунок 3.2 - Схема замещения для расчета токов к.з.
28
Sб=500 МВА; Uб=115 кВ.
Х с=
Sб
500

 0,625о.е.;
S КЗ 800
S
б = 500 =2,5
Ι =
кА
б
3 U б
3  115
Х лэп=Х 0  L
Sб
U cp 2
I к1=
=0,444  7 
500
=0,116 o.e.
2
115
Iб
2,5
=
=4кA;
Х с 0,625
i удк1= 2  К уд  I к1= 2  1,72  4=9,73кА;
I к 2=
Iб
2,5
=
=3,37кA;
Х с+Х лэп 0,625  0,116
i удк2= 2  К уд  I к 2= 2  1,8  3,37=8,57кА;
3.1.3 Выбор выключателей на напряжение 115 кВ
Выключатели В1, В2, В3, В4 выбираем по аварийному току.
I
ав.в1, в 2, в 4, в5
I
ав.лэп
=
S лэп
3  Uн
=
11126,5
3  110
=58,4 А
Условия выбора выключателей В1, В2:
Uном ≥ Uнс;
Iном ≥ Iав;
Iоткл ≥ Ik1;
Iдин ≥ iyдк1 ;
Выключатель типа МКП-110-630-20У1. Цена –3,2 млн. тг.
110 кВ ≥ 110 кВ;
630 А ≥ 58,4 А;
20 кА ≥ 4 кА;
52 кА ≥ 9,73 кА;
Условия выбора выключателей В3, В4:
Uном ≥ Uнс;
Iном ≥ Iав;
Iоткл ≥ Ik1;
29
Iдин ≥ iyдк1
Выключатель типа МКП-110-630-20У1. Цена –3,2 млн. тг.
110 кВ ≥ 110 кВ;
630 А ≥ 58,4 А;
20 кА ≥ 3,37 кА;
52 кА ≥ 8,57 кА;
3.1.4 Выбор разъединителей на напряжение 110 кВ.
Условия выбора разъединителей Р1, Р2:
Uном ≥ Uн.с.;
Iном ≥ Iав.;
Iскв.ампл ≥ iyдк1;
Разъединитель типа РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ). Цена – 25,4 тыс. тг.
110 кВ ≥ 110 кВ;
1000 А ≥ 58,4 А;
80 кА ≥ 8,57 кА;
20 кА ≥ 3,37 кА;
Выбор ЛЭП: АС-70/11
Железобетонные опоры с одновременной подвеской двух цепей.
К=2700000
3.1.5 Капитальные затраты на оборудования.
а) Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2 ∙Ктр.гпп=2∙7300.000=14600000 тг.
б) Затраты на ЛЭП 110 кВ:Клэп = l∙Клэп=7∙2.700.000=18900000 тг.
в) Затраты на выключатели :
Кв1,в2=2 ∙ Кв1=2∙1.600.000=3200000 тг.
Кв3,в4=2 ∙ Кв3=2∙1.600.000=3200000 тг.
г) Затраты на разъединители: Кр1,р2=2 ∙Кр1=2∙25400=50800тг.
Суммарные затраты на оборудования для I варианта:
∑КII= Ктр.гпп + Клэп + Кв1,в2+ Кв3,в4 + Кр1,р2 ;
∑КII =14600000+18900000+3200000+3200000+50800=39950800 тг.
Кобор= Ктр.гпп + Кв1,в2+ Кв3,в4+ Кр1,р2 =21050800 тг.
Амортизационные отчисления:
30
Иа.лэп =Еа∙Клэп=0,028∙18900.000=529200 тг./год;
Иа.обор= Еа.обор∙Кобор = 0,063∙39950800=2516900 тг./год;
Иа∑= Иа.лэп+ Иа.обор= 529200+2516900 =3046100 тг./год.
Издержки на эксплуатацию:
Иэкс.лэп = Еэкс.лэп ∙ Клэп = 0,004∙18900000=75600 тг./год;
Иэкс.обор = Еэкс.обор ∙ Кобор = 0,04∙39950800=159803 тг./год;
Иэкс.∑= Иэкс.лэп +Иэкс.обор=63000+926812=235403 тг./год.
Издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой
электроустановке за год:
Ип=Со∙( ∆Wтр.гпп +∆Wлэп)=10∙(159722+20942)=1806642 тг./год
Сo=10 тг./кВт·ч
Суммарные издержки:
ИII=Иа∑+ Иэкс.∑+Ипот =3046100+235403+1806642 =5088145 тг./год
Приведенные суммарные затраты:
ЗII=Ен∙КII+ ИII=0,12∙39950800+5076823=9882241 тг./год
Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, для
расчетов электроэнергетике Ен=0,12 1/год.
31
3.2 Технико-экономический расчет для I I варианта
Рисунок 3.3 - Схема внешнего электроснабжения для II варианта
3.2.1 Выбираем трансформаторы ГПП:
S
тр.гпп
 Pрр.за2  Qэ 2  10617,32  3114 2  11064 кВА
Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.
Коэффициент загрузки:
Kз 
S
11064
тр.гпп

 0,55
2  S н.т
2  10000
Таблица 3.2 - Паспортные данные трансформатора ТМН(ТМ)-10000/35
Цена,
Sн, кВА
Iх.х, %
Uк.з, %
∆Pх.х, кВт
∆Pк.з, кВт
млн.тг.
10000
0,75
8
12
60
3,9
Потери мощности в трансформаторах:
Ртр.гпп  2  (Pxx  Pкк Кз 2 )  2  (12  60  0,552 )  60,3 кВт
32
Qтт.гпп  2  (
Ixx%
Uкк%
0,75
8
 Sнн 
 Sнн  Кз 2 )  (
10000 
10000  0,552 )  634кВар
100
100
100
100
Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП. [2]
При трехсменном режиме работы Твкл=2500-4000ч и соответственно
Тмакс=2700ч, то время максимальных потерь будет равна:
τ  ( 0,124 
Тм 2
2700 2
)  8760  ( 0,124 
)  8760  1360ч
10000
10000
Потери активной мощности в трансформаторах:
ΔWтр.гпп=2∙(ΔPхх∙Tвкл+ΔPкз∙ τ ∙Kз2)=2∙(12∙4000+60∙1360∙0,552)=145368
кВт∙ч,
3.2.2 Выбор сечения ЛЭП-35 кВ: [2]
S ЛЭП  ( Pр. зав  ΔРтр.гпп ) 2  Qэ 2 
10618,8  60,32  3114 2
 11126,5 кВА
а) Рабочий ток, проходящий по одной линии:
Ip.лэп 
S
лэп  10824,7  91,8 А
2  3  Uн 2  3  35
б) Ток аварийного режима: Iав=2∙Iр=2∙91,8=183,6 А
в) По экономической плотности тока определяем сечение проводов:
FЭ 
Iр 91,8

 70,6 мм 2
j э 1,3
где j=1,3 А/мм2 экономическая плотность тока, при Тм=2700ч и
алюминиевых проводах.
Принимаем провод марки: АС –70/11 с Iдоп=265А. х0=0,432 Ом/км,
r0=0,428 Ом/км.
Проверим выбранные провода по допустимому току.
При рабочем токе: Iдоп=265 А ≥ Iр=91,8 А;
При аварийном режиме: Iдоп ав=1,3∙Iдоп=1,3∙265=344,5 A ≥ Iав=183,6 A.
д)Потери электроэнергии в ЛЭП:
ΔW
лэп
 2  (3  Ip 2  R  10 -3  τ )  2  (3  91,82  1,712  10- 3  1360)  117727кВт  ч
где R = r0∙l = 0,428∙4=1,712 Ом,
r0=0,428 Ом/км - удельное сопротивление сталеалюминевого провода,
l=4 км - длина ЛЭП.
33
3.2.3 Рассчитаем токи короткого замыкания[2]
Рисунок 3.4 - Схема замещения для расчета токов к.з.
Sб=500 МВА; Uб=37 кВ. Sкз=400 МВА;
хс= 500/400=1,25 о.е
S
б = 500 =7,86 кА
Ι =
б 3 U
3  37
Б
Х лэп=Х 0  L
I к1=
Sб
U cp 2
=0,432  4 
Iб
Х тр.сист
=
500
=0,64 o.e.
2
37
7,86
=6,29кA;
1,25
i удк1= 2  К уд  I к1= 2 1,72  6,29=15,3кА;
I к 2=
Iб
Х тр.сист  Х лэп
=
7,86
=4,16кA;
1,25  0,66
i удк2= 2  К уд  I к 2= 2  1,99  4,16=11,7кА;
3.2.4. Выбор выключателей на напряжение 35 кВ
Выключатели В1, В2 выбираем по аварийному току трансформатора
системы. [2]
I
S тр
10000
=
=
=178,6 А
ав.в1, в 2 3  Uн
3  35
34
Условия выбора выключателей В1, В2:
Uном ≥ Uр;
Iном ≥ Iав;
Iоткл ≥ Ik1;
 ДИН  iУДК 1 .
Выключатель типа С-35М-630-10У1. Цена – 280000 тг.
35 кВ ≥ 35 кВ;
630 А ≥ 178,6 А;
10 кА ≥ 6,29 кА;
26 кА ≥15,3 кА.
Условия выбора выключателя В3,В4:
Uном ≥ Uр;
Iном ≥ Iр;
Iоткл ≥ Ik1;
 ДИН  iУДК 1 .
Выключатель типа С-35М-630-10-У1 . Цена – 280000 тг.
35 кВ ≥ 35 кВ;
630 А ≥ 178,6 А;
10 кА ≥ 4,16 кА;
26 кА ≥11,7 кА.
3.2.5 Выбор разъединителей на напряжение 35 кВ
Условия выбора разъединителей Р1, Р2:
Uном ≥ Uр;
Iном ≥ Iав.;
Iдин.ст. ≥ iyдк2;
Iтерм.ст. ≥Ік2;
Разъединитель типа РВЗ-2-35/630УЗ. Цена – 21000 тг.
35 кВ ≥ 35 кВ;
1000 А ≥ 143,68 А;
63 кА ≥ 11,7 кА;
20кА ≥4,16 кА
3.2.6 Капитальные затраты на оборудования.
а) Затраты на трансформаторы ГПП: [2]
Ктр.гпп=2 ∙Ктр.гпп=2∙3900000=7800000 тг.
б) Затраты на ЛЭП 35 кВ: тКлэп = l∙Клэп=4∙2140000=8560000 тг.
в) Затраты на выключатели :Кв1,в2=2∙ Кв1=2∙280000=560000 тг.
Кв3,в4=2∙ Кв4=2∙280000=560000 тг.
г) Затраты на разъединители : Кр1,р2=2 ∙Кр1=2∙21000=42000 тг.
Суммарные затраты на оборудования для II варианта:
∑К1= Ктр.гпп + Клэп + Кв1,в2+Кв3,в4Кр1,р2;
35
∑К1=7800000+8560000+560000+560000+42000=17522000;
Кобор= Ктр.гпп + Кв1,в2+ Кв3,в4+ Кр1,р2=8962000 тг.
Амортизационные отчисления:
Иа.лэп =Еа∙Клэп=0,028∙8560000=239680 тг.;
Иа.обор= Еа.обор∙Кобор = 0,063∙8962000 =564606 тг.;
Иа∑= Иа.лэп+ Иа.обор=239680+564606 =804286 тг.
Издержки на эксплуатацию:
Иэкс.лэп = Еэкс.лэп ∙ Клэп = 0,004∙8560000=34240 тг.;
Иэкс.обор = Еэкс.обор ∙ Кобор = 0,01∙8962000 = 89620тг.;
Иэкс.∑= Иэкс.лэп +Иэкс.обор=34240+89620 =123860 тг.
Издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой
электроустановке за год:
Ип=Со∙( ∆Wтр.гпп +∆Wлэп)=10 ∙(145368+117727)=2630950 тг./год
Сo=10 тг./кВт∙ч.
Суммарные издержки:
И1=Иа∑+ Иэкс.∑+Ипот =804286+123860+2630950 =3559096 тг./год
Приведенные суммарные затраты:
ЗI=Ен∙К1+ И1=0,12∙17522000+3495856=5598496 тг./год
Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, для
расчетов электроэнергетике Ен=0,12 1/год.
Составим сводную таблицу по двум вариантам.
Таблица 3.3 - Результаты ТЭР
Вариант
Uном ,кВ
I
110
II
35
КΣ, тг.
18900000
17522000
ИΣ, тг.
5076823
3559096
З ,тг.
9882241
5661736
II вариант является наиболее экономически целесообразным вариантом
из рассчитанных, поэтому для дальнейших расчетов выбираем именно этот
вариант.
36
4 Выбор оборудования на ГПП 10 кВ
4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах ГПП
Рисунок 4.1 - Схема замещения
Найдем параметры схемы замещения.
Sб=500 МВА; хс = 1.25 о.е.; Uб=10,5 кВ.
Ik1 = 6.29 кА; Ik2 = 4.16 кА; Хлэп=0,64 о.е.
S
б
I 
б
3 U
Х тр.гпп 
U

б
кз%
500
 27,49 кА,
3 10,5
S
б  10,5  500  5,25o.e.
100  Sн.т.
100  10
Ток короткого замыкания от системы на шинах ГПП будет равна:
I
к3(3)

I
27,49
б

 1,1кA.
Х с  Х лэп  Х тр.гпп 1,25  0,64  5,25
Рассчитаем ток от СД:
37
Р
нСД 1000
S


 1111 кВА
нСД
cos
0,9
I
СД

S
 К з 1000  0,74
нСД

 47,47 А
3 U н
3 10
Выбираем кабель к СД:
а) по экономической плотности тока:
I p 47,47
Fэ 

 24,9 мм 2
jэ
1,9
б) по минимальному сечению:
F
 I
 t прив  12 1,1 0,6  10,16 мм 2
min
кз(1)
Принимаем кабель маркой АВВГ-(3х25) с Iдоп =121А, х0 = 0.868 Ом/км
x
x LS
б  0,868  0,7  500  1,37 o.e.
 0
каб
2 10,5 2
N U 2
ср
Найдем параметры СД.
x   S
0,197  500  10 3
x
 d б 
 49,25o.e.
СД  S
2  1000
нСД
x
экв
х
каб
х
 1,37  49,25  50,62o.e.
СД
Ток короткого замыкания на шинах ГПП:
U
2,14  10
E
 Eн  н 
 2,04 кА
СД
U
10,5
б
I
кзСД

E
I
СД б 2,04  7,86

 0,317 кА
x
50,62
экв
Суммарный ток КЗ в точке К3 на шинах 10 кВ
38
 I кз  I кз(1)  I кзСД  1,1  0,317  1,417 кА
i
уд3
K
уд
 2   I кз  1,8  2  1,417  3,61кА
4.2 Выбор выключателей
4.2.1.Выбор вводных и секционных выключателей:
S
= PP 2+Q 2= 10617 ,32+3114 2=11064 кВА
лэп
э
Расчетный ток: I p 
SР
2  3  Uн

11064
2  3  10
 319,4 А
Аварийный ток: Iав = 2·319,4= 638,8A
Принимаем выключатель ВМПП-10-1000-20У2
Таблица 4.1 -Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 1000A
Iав = 638,8 А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
Секционный выключатель: через секционный выключатель проходит
половина
мощности,
проходящей
через
вводные
выключатели.
Следовательно, расчетный ток, проходящий через выключатель: [2]
Принимаем выключатель ВР0-10-16/630У2.
Таблица 4.2 -Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 630A
Iр = 319,4 А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
4.2.2Выбор выключателей отходящих линий:
1.
Магистраль ГПП-ТП1-ТП3:
S p  (3916  51,84) 2  (2744  277 ,9) 2  4987 ,5кВА
39
IР 
4987 ,5
Sp

 143,98 A ; Iав=288 А
2 3  U H 2 3 10
Принимаем выключатель ВР0-10-16/630У2
Таблица 4.3 - Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 630A
Iав = 288 А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
2.
Магистраль ГПП-ТП4-ТП6:
S p  (4365  49,82) 2  (2047  267 ,7) 2  4985 кВА
Iр 
Sp

2 3 U H
4985
2 3 10
 144 A ; Iав=288А
Принимаем выключатель ВР0-10-16/630У2.
Таблица 4.4 - Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 630A
Iав = 288 А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
4.2.3 Выключатели к СД
Магистраль ГПП-СД:
S
I
рСД
1000
рСД

 57,7 A
3 U
3 10
н
Принимаем выключатель ВР0-10-16/630У2.
Таблица 4.5 - Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 630A
Iав = 57,7А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
40
4.2.4 Выключатели к ВБК.

р

Q
2250
pВВБ

 130 A
3 U
3 10
H
Принимаем выключатель ВР0-10-16/630У2[8]
Таблица 4.6 - Проверим выбранный выключатель:
Паспортные
Расчетные
Uн = 10 кВ
U = 10 кВ
Iн = 630A
Iр = 57,7А
Iоткл = 16 кА
Iкз = 1,417 кА
Iдин=41 кА
iуд.кз=3,61 кА
4.3.1 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:
1. по напряжению установки: Uном тт  Uном уст-ки;
2. по току: Iном тт  Iрасч;
i уд
3. по электродинамической стойкости: Кдин 
2   номтт
;
4. по вторичной нагрузке: Sн2  Sнагр расч;
5. по термической стойкости: Ктс=
об  t
номтт  tнт
;
6. по конструкции и классу точности.
Таблица 4.7 - Выбор трансформаторов тока на вводе и секционном
выключателе.
Прибор
Тип
А, ВА
В,ВА
С, ВА
A
Э-350
0,5
0,5
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
2,5
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
2,5
2,5
W
Д-355
0,5
0,5
Var
Д-345
0,5
0,5
Итого
6,5
5,5
6,5
Таблица 4.8 - Примем трансформатор тока ТЛ-10У3: Uн=10 кВ; Iн=1000 А;
Sн =20 ВА.
Расчетные величины
По каталогу
Uн=10 кВ
Uн=10 кВ
Iав=638,8 А
Iн=1000А
iуд=3,61 кА
Iдин=81 кА
S2 р=10,5 ВА
S2 н=20 ВА
41
Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.
Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления
приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления
контактов:
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов
Сопротивление приборов определяется по формуле:
r

приб
S
S
20
приб 6,5

 0,26 Ом ; r  2 н тт 
 0,8 Ом.
2н
I2
52
I2
52
2
2
где Sприб. – мощность, потребляемая приборами;
I2 – вторичный номинальный ток прибора.
Допустимое сопротивление проводов:
r
 r r
r
 0,8  0,26  0,1  0,44Ом.
доппр 2н приб кон
q пров 
ρL
rдоп
0,028  5

0,44
 0,32 мм2 ;
принимаем провод АКР ВГ; F=2,5мм2;
R
пров

ρ L
F

0,028  5
2,5
 0,056 Ом ;
2
S2=R2· I 2 =0,416·52=10,5 ВА;
где R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,26+0,056+0,1=0,416 Ом
Выбираем трансформатор тока на секционном выключателе шин ГПП:
Iр=178,6А; ТНПШ-1У3: Iн=1750 А; Uн=10 кВ.
Таблица 4.9 –Измерительные приборы
Прибор
Тип
А, ВА
Aмперметр
Э-350
0,5
Итого
0,5
42
В, ВА
0,5
0,5
С, ВА
0,5
0,5
Таблица 4.10 – Условие проверки ТТ
Расчетные величины
Uн=10 кВ
Iр=178,6 А
iуд=3,61 кА
S2 р=4,4 ВА
r
приб

S
приб
I

2
0,5
5
2
2
По каталогу
Uн=10 кВ
Iн=1750А
Iдин=165 кА
S2 н=20 ВА
 0,02 Ом ; r
2 н - ка

S
2 н тт
I
2

20
5
2
2
 0,8 Ом ;
rдоппр  r2н  rприб  rкон  0,8-0,02-0,1=0,68 Ом;
q
пров

ρL

0,028  5
0,68
r
доп
 0,2 мм 2 ;
принимаем провод АКР ВГ; F=2,5 мм2;
R
пров

ρL

0,028  5
F
 0,056 Ом ;
2,5
2
S2=R2· I 2 =0,0,176·52=4,4 ВА;
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,02+0,056+0,1=0,176 Ом.
б) Выбираем трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2); ГПП(ТП3-ТП4).
Таблица 4.11 – Измерительные приборы
Прибор
Тип
А, ВА
Амперметр Э-350
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
Итого
5,5
rприб =
Sприб
2
I2
=
5,5
5
2
= 0,22 Ом ; r
В, ВА
0,5
2,5
2,5
5,5
2 н - ка

S
2 н тт
I
2
2

10
5
2
rдоппр = r2н - rприб - rкон = 0,4-0,22-0,1=0,08 Ом;
43
С, ВА
0,5
2,5
2,5
5,5
 0,4 Ом ;
q
пров

ρ· L 0,028· 5

 1,75 мм 2 ; принимаем провод АКР ТВ;
r
0,08
доп
F=2,5 мм2;
R
пров

ρ· L
F

0,028· 5
 0,056 Ом ;
2,5
2
S2=R2· I 2 =0,376· 52=9,4 ВА;
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП3):
Iав=291,54; примем трансформатор тока ТПЛК10-У3: Iн=300 А; Sн
=10ВА.
Таблица 4.12 – Условие выбора ТТ
Расчетные величины
Uн=10 кВ
Iав=288
iуд=3,61 кА
S2 р=9,4 ВА
По каталогу
Uн=10 кВ
Iн=300 А
Iдин=74,5 кА
S2 н=10 ВА
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП4-ТП6):
Iав=267,75А; примем трансформатор тока ТПЛК10-У3: Iн=300 А; Sн
=10ВА.
Таблица 4.13 – Условие выбора ТТ
Расчетные величины
Uн=10 кВ
Iав=288А
iуд=3,61 кА
S2 р=9,4 ВА
По каталогу
Uн=10 кВ
Iн=300 А
Iдин=74,5 кА
S2 н=10 ВА
в) Выбор трансформаторов тока на СД:
Таблица 4.13 – Измерительные приборы
Прибор
Тип
А, ВА
Aмперметр
Э-350
0,5
Амперметр
Э-350
0,5
Амперметр
Э-350
0,5
Varh
СР4-И689
2,5
Итого
4
44
В, ВА
0,5
0,5
0,5
2,5
4
С, ВА
0,5
0,5
0,5
2,5
4
r
приб

S
приб
I
2

4
5
2
2
 0,16 Ом ; r
2 н - ка

S
2 н тт
I
2
2

10
5
2
 0,4 Ом ;
rдоппр  r2н  rприб  rкон  0,4-0,16-0,1=0,14 Ом;
q
пров

ρL
r

0,028  5
доп
0,14
 0,1 мм 2 ; принимаем провод АКР ТВ; F=2,5
мм2;
R
пров

ρL
F

0,028  5
2,5
 0,056 Ом ; S2=R2* I 22 =0,316*52=7,9 ВА;
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,16+0,056+0,1=0,316 Ом.
Трансформаторов тока на СД (4 цех): Iр= 47,47А; примем
трансформатор тока ТПЛК-10У3: Iн=100 А; Uн=10 кВ; Sн =10 ВА.
Таблица 4.14 – Условия выбора ТТ
Расчетные величины
По каталогу
Uн=10 кВ
Uн=10 кВ
Iр=47,47 А
Iн=100А
iуд=1,417кА
Iдин=74,5 кА
S2 р=7,9 ВА
S2 н=10 ВА
Трансформаторов тока на СД (8 цех): Iр= 47,47А; примем
трансформатор тока ТПЛК-10У3: Iн=100 А; Uн=10 кВ; Sн =10 ВА.
Таблица 4.15 – Условия выбора ТТ
Расчетные величины
Uн=10 кВ
Iр=47,47 А
iуд=1,417 кА
S2 р=7,9 ВА
По каталогу
Uн=10 кВ
Iн=100А
Iдин=74,5 кА
S2 н=10 ВА
4.3.2 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
1. по напряжению установки: Uном  Uуст;
2. по вторичной нагрузки: Sном2  S2расч;
3. по классу точности
4. по конструкции и схеме соединения
1) для первой шины ГПП:
45
Таблица 4.16 –выбора измерительных приборов
Прибор
Тип
Sоб-ки , Число cosᵩ sin
Число Робщ ,
Q ,
ВА
об-к
приборов Вт
вар
V
Э-335
2
2
1
0
2
8
W
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
Var
И-335
1,5
2
1
0
1
3
Wh
СА33 Вт
2
0,38 0,925
12
72 175,26
И681
Varh
СР43 вар
2
0,38 0,925
12
29,6
72
И689
Итого
101,6 247,26
Расчетная вторичная нагрузка:
S2 р  Р 2  Q 2  101,6 2  247,26 2  267,32 ВА.
Таблица 4.17 - Принимаем ТН типа НТМИ-10-66У3
Uн т=10 кВ
Uн т=10 кВ
Sн 2=500 кВА
Sр 2=267,32 ВА
Схема соединения обмоток Y /Y / -0
2) для второй шины ГПП:
Таблица 4.18 –выбора измерительных приборов
Прибор Тип
Sоб-ки , Число cos
sin
Число Робщ , Вт
ВА
об-к
приборов
V
Э-335
2
2
1
0
2
8
W
Д-335
1,5
2
1
0
1
3
Var
И-335
1,5
2
1
0
1
3
Wh
СА33 Вт
2
0,38 0,925
15
90
И681
Varh
СР43 вар
2
0,38 0,925
15
36,97
И689
Итого
126,97
Расчетная вторичная нагрузка:
S2 р  Р 2  Q 2  126,97 2  309,12  334,16ВА.
Таблица 4.19 –Принимаем ТН типа НТМИ-10-66У3
Uн т=10 кВ
Uн т=10 кВ
Sн 2=500 кВА
Sр 2=334,16 ВА
Схема соединения обмоток Y /Y / -0
46
Q ,
вар
219,1
90
309,1
4.4 Выбор выключателей нагрузки
Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа
ВНР –10/400 –10УЗ[2]
I
расч
I
ав

S
ном.тр.тп
I
3U
расч

н
1000
 57,7 А.
3 10
 2  57,7  2  115,4 А.
Таблица 4.20 - Проверим выбранный выключатель нагрузки.
Паспортные
Расчетные
Uн=10 кВ
U=10 кВ
Iн=400 A
Iав=115,4 A
Iскв=25 кА
iуд=3,61 кА
4.5. Выбор силовых кабелей отходящих линий
Выбор кабелей производится по следующим условиям:
1.
2.
3.
4.
5.
по экономической плотности тока: Fэ 
Iр

;
э
по минимальному сечению Fmin =Iкзtп;
по условию нагрева рабочим током Iдоп каб  Iр;
по аварийному режиму Iдоп ав  Iав;
по потере напряжения Uдоп  Uрас.
4.5.1. Выбираем кабель ГПП-ТП1:
р 
S
4987,5
р.гпп - тп1

 144 А;
2  3 10 2  3 10
 ав  2 144  288А.
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 144 /1,3=110,7 мм2. jэк=1,3
А
мм
2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
47
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=120мм2,
принимаем кабель маркой АВВГ-(3х120); Iдоп=241 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =313,3≥ I ав =288 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,75 (2 кабеля в траншее):
Iр / Кпопр =144/0,9=160А, (241А>160А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  120), с Iдоп=241А.
4.5.2. Выбираем кабель ТП1-ТП2:
4
S
ртп1 - тп2 (2/3)  4987,5
6
р 

 96 А;
2  3 10
2  3 10
 ав  2  96  192А.
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 96 /1,3=74 мм2. jэк=1,3
А
мм
2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=95мм2, кабель
маркой АВВГ-(3х95); Iдоп=212 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =288,6≥ I ав =192 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,9 (2 кабеля в траншее):
Iр / Кпопр =96/0,9=107А, (212А>107А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  95), с Iдоп=212А.
4.5.2 Выбираем кабель ТП2-ТП3:
48
2
S
ртп1 - тп2 (1/3)  4987,5
6
р 

 48 А;
2  3 10
2  3 10
 ав  2  48  96А.
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 48 /1,3=37 мм2. jэк=1,3
А
мм 2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=50мм2, кабель
маркой АВВГ-(3х50); Iдоп=147 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =191,1≥ I ав =96 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,9 (2 кабеля в траншее):
Iр / Кпопр =48/0,9=53,4А, (212А>107А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  50), с Iдоп=147А.
4.5.3 Выбираем кабель ГПП-ТП4:
р 
S
4985
ргпп - тп3

 144 А;
2  3 10 2  3 10
 ав  2 144  288А.
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 144 /1,3=110,8 мм2. jэк=1,3
А
мм
2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=120мм2,
принимаем кабель маркой АВВГ-(3х120); Iдоп=241 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =313,3≥ I ав =288 А;
49
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,75 (6 кабелей в траншее):
Iр / Кпопр =144/0,75= 192(241А>192А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  120), с Iдоп=241А.
4.5.4 Выбираем кабель ТП4-ТП5:
4
S
ртп3 - тп4 (2/3)  4985
6
р 

 96 А;
2  3 10
2  3 10
 ав  2  96  192А.
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 96 /1,3=74 мм2. jэк=1,3
А
мм
2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=95мм2, кабель
маркой АВВГ-(3х95); Iдоп=212 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =288,6≥ I ав =192 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,9 (2 кабеля в траншее):
Iр / Кпопр =96/0,9=107А, (212А>107А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  95), с Iдоп=212А.
4.5.2. Выбираем кабель ТП5-ТП6:
2
S
ртп1 - тп2 (1/3)  4987,5
6
р 

 48 А;
2  3 10
2  3 10
а) по экономической плотности тока:
50
 ав  2  48  96А.
Fэ = Iр / jэк = 48 /1,3=37 мм2. jэк=1,3
А
мм 2
- для Тм= 2700 ч.
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз , найдем
минимальное сечение кабеля по Iкз :
Fmin=α·Iкз· t привед =12·3,61· 0,6 =33,5 мм2; принимаем F=50мм2, кабель
маркой АВВГ-(3х50); Iдоп=147 А;
в) проверка по аварийному току: 1,3· Iдоп =191,1≥ I ав =96 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента
Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее
Кпопр=0,9 (2 кабеля в траншее):
Iр / Кпопр =48/0,9=53,4А, (212А>107А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки
АВВГ-(3  50), с Iдоп=147А.
51
Таблица 4.21 – Кабельный журнал
Нагрузка
Sр, кВА
Наименование участка
ГПП-ТП1
ТП1-ТП2
ТП2-ТП3
ГПП-ТП4
ТП4-ТП5
ТП5-ТП6
ГПП-СД
4987,5
3325
1662,5
4985
3323
1662
1111
Кол-во
кабелей в
траншее
2
2
2
6
2
2
1
Iр, A
Iав, A
144
96
48
144
96
48
47,47
288
192
96
288
192
96
94,94
По
экономическ
ой плотности
тока, мм2
jэ
Fэ
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
52
110,7
74
37
110,7
74
37
36,5
По
допустимой
нагрузке, мм2
Кп
Fдоп
По току
короткого
замыкания,
мм2
Iк, A
S
0,9
0,9
0,9
0,75
0,9
0,9
0,9
3,61
3,61
3,61
3,61
3,61
3,61
3,61
120
95
50
120
95
50
25
33,5
33,5
33,5
33,5
33,5
33,5
33,5
Выбранный кабель
Iдоп,
A
АВВГ-10-(3х120)
АВВГ-10-(3х95)
АВВГ-10-(3х50)
АВВГ-10-(3х120)
АВВГ-10-(3х95)
АВВГ-10-(3х50)
АВВГ-10-(3х25)
241
212
147
241
212
147
121
4.6 Расчет картограммы
R
PP 0, 4осв. сил
m 
;
(4.14)

Ppoсo.
Pp.0, 4осв сил
 360 O ;
(4.15)
R –радиус круга ;
α – угол сектора;
m – масштаб для определения радиуса. m=0,23
Таблица 4.21 - Значение картограммы
Рр0,4осв.
Рр0,4осв.+сил.
Цех №
кВт
кВт
1
104,6
1476,6
2
52,4
232,4
3
189
592,8
4
85,1
673,1
5
72
131,5
6
23,9
331,9
7
63
198
8
29,6
581,6
9
17,6
217,4
10
315
465
11
81,6
163,2
12
57,9
297,9
13
76,6
117,4
14
116,3
168,8
15
55,9
181,7
16
16
110
17
8,3
46,6
53
R, мм
45,22
17,94
28,65
30,53
13,49
21,44
16,56
28,36
17,35
25,37
15,03
20,31
12,7
15,3
15,86
12,34
8,03
α,
ᵒ
25,5
81,1
114,7
45,5
197,1
25,9
114,5
18,3
29,1
243,8
180
69,9
234,8
248,1
110,8
52,3
64,1
m
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
5
Выбор дугогасительных катушек на напряжение 10 кВ для
компенсации емкостных токов замыкания на землю
5.1 Режимы нейтралей электрических сетей
Нейтраль трансформаторов, трехфазной сети может быть заземлена
непосредственно, либо через сопротивление, либо изолированы от земли.
Нейтральный генераторов также заземленной или изолированной от земли.
Глухозаземленной нейтралью называется нейтрали трансформатора
или генератора, подключенного к заземленному устройству (коллективно,
заземлителей и заземляющих проводников).
Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или
генератора, который не подключен к заземляющего устройства.
Для управления взаимодействием с землей в нейтральных среднего
напряжения могут быть заземлен через пользовательский индуктивность,
которая во много раз больше, чем общая индуктивность электрической сети.
Такие сети называют сетями компенсированной нейтралью.
При однофазных коротких замыканий на землю, является нарушение
электрического системы: изменение напряжения фаз относительно земли,
есть токов короткого замыкания, перенапряжения в сети. Скорость
изменения симметрии зависит от режима нейтрали, т.е., от способа ее
заземления.
В электроустановках напряжением выше 1000 В согласно правилам
устройства электроустановок (ПУЭ) являются установки с малыми токами
замыкания на землю (I3≤ 500 А)которые включают в сети с изолированной
или компенсированной нейтралью и установок с большими токами
замыкания на землю (I3> 500 А) работа с глухозаземленной нейтралью.
Ток однофазного замыкания на землю в сетях с изолированной
нейтралью определяется частичной мощности фаз сети в отношении
земельных участков и зависит от напряжения, структуры и длины. При
замыкании на землю одной фазы, например фазы (рисунок 5.1), эта фаза
напряжения относительно земли будет равна нулю, и напряжение двух
других фаз увеличится в
раза и угловой сдвиг между векторами эти
напряжения будут 60° (рисунок 5.2). Емкостный ток поврежденной фазы
будет равна нулю, и емкостных токов в каждой неповрежденной фаза будет
увеличиваться пропорционально росту нагрузки на бак и, следовательно,
будет равна
и
. Суммарный ток через потенциала нетронутыми
фаз 3IС, равна геометрической сумме токов этих фаз, пройдет через места
замыкания фазы С на землю, через одного источника питания сети.
54
Рисунок 5.1 - Схема сети 35 кВ с изолированной нейтралью
Когда неметаллических замыкания на землю в месте замыкание
перемежающейся дуги, которая сопровождается повторил гошения и
возгораний. Между емкостью и индуктивностью сети в этом случае есть
свободные электромагнитные колебания высокой частоты, в результате чего
в сети возникают перенапряжения. Амплитуда дуговые перенапряжения в
сетях 6...35 кВ, согласно неоднократно исследованиям, отсутствие
феррорезонанса явления могут достигать значений,
неповрежденных
фазах и
поврежденной фазы.
Короткой дуге всплеск такого масштаба не является опасным для
нормального функционирования изоляции оборудования. Однако,
продолжительного воздействия перенапряжений в изоляции (например КЛ),
может вызывать ионизацию и тепловой пробой его где угодно в сети. Кроме
того, наличие значительного ток дуги развитых кабельных сетей приводит к
переходу фазных цепей в двух - и трехфазного короткого замыкания и
размыкания электрических приемников.
Предельные значения для текущей емкости замыкание на землю в
сетях с изолированной нейтральными, который по-прежнему обеспечивает
самопогасание дуги, вместо делать 10A схема для ВЛ 35 кв и ОПР для CL в
зависимости от номинального напряжения. Такие токи соответствуют
электрических сетей с воздушных линий и кабельных линий общей
протяженностью электрически соединенных линий свыше 100 км. Такие сети
должны работать с компенсированной нейтралью. Компенсация включен в
нейтрали трехфазной сети пользовательские индуктивное сопротивление дугогасящие катушки (реактор). На рисунке 5.3 представлены схема простой
сети с компенсированной нейтралью. Когда замкнут на землю одной фазы в
такой сети напряжения двух нетронутыми фаз по отношению к земле, как в
сети с изолированной нейтральными, увеличение
раза и нейтральных
напряжения равна фазного напряжения (рисунок 5.2). Под действием этого
напряжения через дугу катушка будет текущим. Сопротивление катушки
выбрать вверх так, что индуктивный текущего IL, проходя через катушку,
был в величины, равен всего емкостной текущего 3IС проходит через фазу
пропускной способности сети. В этом случае, тока в месте замыкания фазы
55
на земле, который представляет геометрическая сумма этих двух течений,
будет равен нулю (см. рисунок 5.3) и таким образом возникла дуга гаснет.
Эта конфигурация катушки с полной компенсации емкостного тока
называется резонансом.
Рисунок 5.2 - Векторная диаграмма токов и
напряжений сети 35 кВ
Рисунок 5.3 - Сеть 35 кВ с компенсированной нейтралью
В сетях 110...220 кВ однофазные замыкания на землю составляют более
75...85 % всех повреждений, а также в сетях более высокого напряжения
повреждение изоляции, как правило, очень редко.
56
При коротких замыканиях на землю в таких сетей в месте повреждения
возникает дуга с большой шок, который гаснет после ЛЭП. В переходном
режиме и в течение коммутаторы в сети происходят внутренние
перенапряжения с кратностью
. Внутренние перенапряжения
оказывают решающее влияние на выбор изоляции, и поэтому возможные
меры для их снижения.
Для снижения внутреннего перенапряжения нейтраль трансформаторов
и автотрансформаторов в высоковольтных сетях заземляют плотно. В сетях
110...220 кВ заземляют такое количество нейтральных, что обеспечивает их
эффективное заземление.
Электрические сети с эффективно заземленной нейтралью называется
трехфазной электрической сети свыше 1 кВ, в которых коэффициент
замыкания на землю не превышает 1.4.
Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети
отношение разности потенциалов между нетронутыми фазой и землей в
момент закрытия других или двух других фаз разность потенциалов между
фазой и землей в этой точке до замыкания.
5.2 Конструктивное
катушек
выполнение и
параметры
дугогасящих
Чтобы уменьшить размер всех дугогасящие катушки выполняются со
стальным
сердечником.
Однако
нелинейность
характеристики
намагничивания, по крайней мере, в пределах напряжение от нуля до фазы
должно быть минимальным, иначе индуктивность катушки, и, следовательно,
определяется, настройками степени будут меняться в зависимости от
приложенного напряжения. Когда металл заземления нейтрали напряжение
равно фаза, а если учесть, некоторое повышение напряжения на станции, на
катушке может быть напряжение на 10-15% выше фазы. В точке,
соответствующей этот режим должен быть на линейной части
характеристики
намагничивания.
Линейность
намагниченности
обеспечивается воздушные зазоры, которые распределены более или менее
равномерно в течение ядро, и выбор, что раздел основных, магнитной
индукции был менее индукции насыщения.
Ядро катушка состоит из двух терминалов 1 и два ярма 2 (рисунок 5.4).
Стержни сплит и собранные из отдельных коротких пакетов с 3 отдельные
монтаж стальных листов каждый. В промежутки между пакетами, и
сочленения между терминалами и ярмо заложен прочный полоску бумаги,
пропитанной бакелита, или лаковой изоляции. Готовые пакеты стали плотно
завязанном галстуке болты из немагнитного материала. Благодаря этим
мероприятиям синусоидальность тока катушки на большинство филиалов ее
ликвидации, и, следовательно, значительно снижает содержание в вине
гармоник тока.
Обмотки 4 также разделить на части и располагается на обоих
терминалах ядро так, что между противоположными частями разность
57
потенциалов, и не может достичь опасного для изоляции обмотки значения.
Из отдельных элементов обмоток выведены филиалов.
Рисунок 5.4 - Разрез дугогасящей катушки
Изоляции обмоток же, как и изоляции силовых трансформаторов.
Обмоток, размещенных в баке (см. рисунок 5.5), наполненный маслом.
Внутри бака установлен переключатель отрасли, которая является модным,
чтобы изменить текущий компенсации. Переключить Привод на выход за
пределы крышки топливного бака или штурвал с фиксатором положения.
Рисунок 5.5 - Дугогасящий реактор, помещенный в бак
58
В филиале разработан таким образом, что вы можете установить
текущее возмещение в пределах 50-100%. Для этого дугогасящие катушки
пять, шесть и девять филиалов. Там катушки с количеству филиалов является
16. Как правило, ток катушки путем перемещения может быть
скорректирована только в действия.
Змеевик оснащен сигнализацией обмотками, которые используются
для питания цепей сигнализации и управления. Сигнал обмотки, а также
основные, имеющие филиалы, воспитанные на коммутаторе, поэтому, когда
вы меняете настройки коэффициент преобразования сигнала обмотки остался
неизменным. Некоторые катушки имеют встроенный бак трансформатора
тока. Все типы катушек, предоставленных расширителем с масломерным
стеклом термометр с контакт тревоги.
В связи с требованием автоматизации настройки компенсации в
процессе эксплуатации катушки должен быть в сочетании с автоматическим
управлением, которые могут в любой проводки изменений в сетевую
диаграмму, чтобы поддерживать оптимальный режим компенсации,
обеспечение высокого качества и надежности сети. Как правило, это
резонансный режим настройки. Главное требование к катушки
автоматического регулирования компенсации - плавное изменение тока.
Конструктивное решение этой проблемы может быть получено с помощью
трех принципов изменения индуктивности катушки: изменение зазора в
магнитной
цепи
системы
(плунжером,
дугогасящие
катушки),
намагниченности и магнитной системой устройства (катушки с
подмагничиванием), переключение маленькие шаги филиалов с помощью
переключающего устройства, как же в силовых трансформаторов с
регулированием напряжения под нагрузкой.
5.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек
Выбор дугогасящий реактор выполнять в следующем порядке:
1) Определить максимальное емкостного тока замыкания на землю, за
исключением емкостная асимметрия;
2) определить полную мощность реакторов с условием полной
компенсации емкостного тока замыкания на землю (резонансная настройка);
3) определить количество реакторов. Если емкостный ток превышает
50, из соображений гибкости и безопасности для компенсации,
рекомендуется применять не менее двух реакторов;
4) выбрать место регистрации реакторов, реакторов, рекомендуется
установить на узловых подстанциях сети. В этом случае вероятность
сохранения реактора при аварийных отключений в сети максимальное. В
сети генераторного напряжения дугогасящий реактор устанавливают, как
правило, на вокзалах;
5) выбрать трансформаторы для подключения реакторов. Для
подключения дуги реакторов на станциях используйте нейтральные
генераторы
или
нейтральных
обмоток
генератора
напряжения
трансформаторов. На подстанциях дугогасящий реактор, прикрепленные к
59
нейтралью трансформатора СН или нейтральных трансформаторов,
предназначенных для этой цели.
Прикрепить АРК реактора желательно использовать трансформаторы,
вторичная обмотки соединены в "звезды". В этом случае сопротивление
нулевой последовательности трансформатор мала по сравнению с
сопротивлением реактора и не могут быть приняты во внимание при
настройке реактора. Номинальная мощность трансформатора должна быть:
a) не менее, чем Номинальная мощность реактора, если
трансформатора обеспечивается в частности, за то, что он находится в
безопасности;
в) равна удвоенной номинальной мощности реактора, если
трансформатор грузом, например, нагрузка CH станцию или подстанцию. Не
рекомендуется
использовать
для
подключения
дуги
реакторов,
трансформаторов, обмоток, Соединенных по "звезда". Сопротивление
нулевой последовательности этих трансформаторов большими, что
затрудняет конфигурирование реакторов. Если по каким-то причинам попрежнему должны использовать трансформаторы, трансформатор должен
превысить проектную мощность реактора не менее чем в 4-5 раз.
При выборе дугогасящие катушки обычно не потенциал, и нынешний, более
удобно и более правильным по существу, поскольку цель катушки емкостной компенсации токов сети. Паспортная емкость катушки
соответствует номинальному току компенсации. Поэт полная мощность
компенсационных дугогасящих устройств, установленных в сети, выбирается
полная емкостного тока. Полная емкостного тока определяется путем
дальнейшего развития сети 8-10 лет. Если данные о развитии сети,
рекомендуется проектной мощности компенсирующих устройств увеличится
на 20-25%. Это также дает некоторый запас для учета неопределенности в
определении емкостных токов линии и ошинковки подстанций
приближенные формулы или средней величины.
Расчетная мощность дугогасящих катушек:
Необоснованное увеличение мощности катушек нецелесообразно, так
как это приводит к не полному их использовать и их сложно выбрать
оптимальные параметры. Недостаточная емкость катушки могут вызвать
режимы недокомпенсации, которая является недействительным из-за низкой
надежности работы сети, особенно опасных при несбалансированной
отключения (включения).
Количество дугогасящей катушки и их должности определяется
специальным расчетом. Более авторитетных катушки, тем лучше сети с
емкостной компенсации токов. Когда большое количество витков
достигается лучшее распределение токов компенсации и сохранение
хорошей конфигурации в эксплуатации в различных изменения схемы сети.
Однако при наличии большого количества дугогасящие катушки увеличивает
60
первоначальную стоимость, более высокие эксплуатационные затраты и
сложности, авторский надзор и сервисное обслуживание. Оптимальным
является такое решение, в котором минимальное количество дугогасящих
катушек обеспечивает удовлетворительную компенсацию в минимальном
количестве изменения параметров катушек в условиях эксплуатации. Как
правило, следует избегать установки только одна катушка лучше
устанавливать два, чем одну катушку в два раза больше мощности. В случае
применения нескольких дугогасящие катушки лучше взять с собой
различные номинальные токи, которая предоставляет широкие возможности
регулирования тока компенсации.
Введите дугогасящих катушек, предназначенных для заземления через
трансформатор тока подключен шины с общего контура заземления
подстанции. Катушка проверяется на термостойкость и механическую
прочность.
Тест тепловое сопротивление-это в два раза больше текущей
компенсации (с акцентом на случай проявления нейтралью напряжением
выше, чем нормальная фаза, когда катушка ввести.
5.4 Пример выбора дугогасительной катушки
Приближенное значение емкостного тока замыкания на землю при
смешанных воздушных и кабельных линиях:
где – линейное напряжение
, – длина соответственно воздушных 14 км и кабельных линий 6,65
км.
Таким образом, ток однофазного замыкания на землю будет равен:
61
т.е. в трехфазных сетях с изолированной нейтралью емкостный ток
однофазного замыкания на землю равен тройному емкостному току на землю
здоровой фазы при нормальном режиме.
Согласно нормам ток замыкания на землю в сетях с напряжением 10 кВ
не должен превышать значения 10 А, в данном случае
А,
следовательно, требуется его компенсация.
Расчетная мощность дугогасительного реактора будет увеличена на
25%, т.к. нет данных о перспективе развития сети на ближайшие 8-10 лет:
.
По каталогу выбираем реактор РЗДСОМ – 380/10 с
62
.
6 Безопасность жизнедеятельности
6.1 Анализ условий труда в кузнечно-механическом цехе
Основным оборудованием кузнечно-механических цехов являются
нагревательные печи и прессы. Условия работы труда кузнеца во многом
зависят от конструкции и принципа работы нагревательных печей в первую
очередь от вида применяемой для нагрева энергии: твердое или жидкое
топливо (уголь, нефтепродукты), природный газ, электроэнергия.
В кузнечном цехе, имеются различные оборудование, например
прессы, компрессоры, вентиляторы и другие разные источники шума. Также
они могут создавать вибрацию, которая может быть вредна для работающего
персонала.
Основными
профессиональными
вредностями
в
кузнечномеханических цехах и на участках являются различные тепловыделения и
газообразования.
Источники загрязнения воздуха дымом, копотью и вредными газами —
нагревательные печи, горны и раскаленный металл. В воздухе кузнечномеханических цехах присутствует окись углерода, сернистый газ и др. В
концентрациях, превышающих допустимые, эти газы могут вызвать
профессиональные заболевания. Для создания благоприятных условий труда
и обеспечения необходимого воздухообмена в цехе должна оборудоваться
общеобменная вентиляция с естественным побуждением (аэрация) и местная
вентиляция.
Работа печей, где в качестве топлива применяется уголь, мазут или
сернистая нефть (содержание серы до35%), сопровождается выделением в
воздух рабочей зоны окиси углерода, SO2, сажи. В саже обнаруживается 3,4бензпирен. При использовании природного газа и электронагрева
газообразные продукты поступают в воздух лишь следствие неисправности
печи, недостаточной тяги, форсирования режима печи. Теплоизлучение у
открытых проемов печей равно 780-2400 ккал/м ч. Прессы (штампы) для
обработки нагретых заготовок при работе генерируют интенсивный
импульсивный ударный шум, уровень звукового давления которого
достигает 100-130 дБ, а также вибрацию. Пригорание ограниченных смазок,
употребляемых для смазки ударного механизма пресса (пуансон и матрицы),
ведет к выделению в зону дыхания рабочих дыма, углеводородов, СО.[12]
К рациональным планировочным решениям относятся однорядное
размещение оборудования, выделение площадок для остывания изделий,
устройство аэрационных фонарей в кровле. К оздоровительному эффекту
приводит перевод печей с твердого и жидкого топлива на газ и
электроэнергию, внедрение бездымных смазок, замена горячей штамповки
холодной везде, где это допускается по технологии, внедрение
индукционного
нагрева
печей
вместо
пламенного.
Необходима
теплоизоляция нагретых поверхностей, устройство местной вытяжной
63
вентиляции (зонты над нагревательными печами), водяных завес и экранов у
отверстий печей, воздушных душей на рабочих местах нагревальщика и
кузнеца. В целях оздоровления условий труда проводится автоматизация,
комплексная механизация основных производственных и транспортных
процессов, главным образом подачи заготовок под пресс, а также
мероприятия по ограничению шума и вибрации от прессов. Большую роль в
оздоровлении условий труда играет создание специализированных крупных
кузнечно-механических цехов на основе современной технологии нагрева,
обработки металлов давлением и комплексной механизации, автоматизации
производственных и вспомогательных процессов.
Оздоровление условий труда и уменьшение травматизма должно
проводиться в следующих направлениях: применение средств механизации
при загрузке и выгрузке заготовок из печи (загрузочных столов, рольгангов,
роликов, кантователей и подвешенных к подъемному устройству клещей);
борьба с тепло- и газовыделением; строгое соблюдение рабочими правил
эксплуатации печей.
При электронагреве основным требованием, предъявляемым к
высокочастотным индукционным установкам, является ограждение и
блокировка частей, находящихся под напряжением, а также наличие
экранировки для защиты (обслуживающего персонала от воздействия
электромагнитных полей. Все настроечные и ремонтные работы должны
проводиться только при снятом напряжении. Нагревальщик не должен
производить никаких операций, кроме включения и выключения печи.
Основными вредными или опасными производными факторами в
кузнечно-механическом цехе (ГОСТ 12.3.004-75, ГОСТ 105699-79)
следующие:
1) Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны. Токсичными
газами, содержащимися в составе контролируемых атмосфер и исходных
газах, являются: окись углерода СО, диоксид серы SO2, сероводород H2S,
бензол С6Н6 и др...
2) Повышенная температура а материалов или поверхностей
оборудования, повышенный уровень теплового излучения. Ожоги можно
получить: при выбросах расплава вследствие нарушения технологического
процесса; при возгорании масел; при воспламенении горючих газов; при
прикосновении к нагретым изделиям или частям печей и т.д. Возможен
также ожог глаз при эксплуатации печей, работающих с очень высокими
температурами. Перегрев и ожоги возможны за счет интенсивного теплового
излучения. Плотность теплового потока без применения средств защиты на
различных рабочих местах может достигать недопустимых значений.
3) Повышенное напряжение в электрических цепях. Электроннотермическое оборудование токоведущие части непосредственно в рабочем
пространстве, зачастую без электрической изоляции. Это представляет
опасность при соприкосновении с открытыми токоведущими частями в
64
момент загрузки, выгрузки или перемещения нагреваемых изделий и при др.
технологических операциях.
6.2 Разработка мер защиты от производственного шума
6.2.1 Защита от шума
В кузнечно - механическом цехе при выполнении разнообразных
технологических процессов происходит выделение всевозможных шумов. В
одних случаях источником их является само технологическое оборудование,
в других – вредные выделения образуются при выполнении технологических
процессов. [14]
Шум в окружающей человека среде создается многочисленными и
разнообразными источниками, к главным из которых можно отнести
транспортные средства, техническое оборудование промышленных
предприятий, вентиляционные, компрессорные установки.
Таблица 6.1-Данные по электрическим нагрузкам кузнечно-механического
цеха
№№ по плану
1
3,26
1,2,4,6
5
7,16,17,24,30
8
10,11,19,20
9
12,13,14
15,22,38
18,21
25,27,35
28,31,33
29,32
34,36
37
39
40
Наименование оборудования
2
Краны с ПВ-25%
Пресс
Ковочный пресс
Камерная электропечь
Конвейерная закалочная электропечь
Электродная соляная ванна
Пресс
Электродная селитровая ванна
Вентилятор
Колпаковая электропечь
Пресс горячештамповочный
Пресс кривошипный
Гильотинные ножницы
Ковочный пресс
Высокочастотная установка
Плазматрон
Насос
Установлен.
Мощность,
КВт
4
36,5
5,5
55
50
90
22
15
12
37
45
11
11
22
22
100
28
11
Причинами шума служат механические станки: всевозможные пресса,
ножницы.
Кузнечный цех имеет большое количество электроприемников, но для
расчета выделим наиболее шумные приемники, а остальными
65
электрорприемниками, которые имеют небольшой звуковой уровень, можно
пренебречь.
Для защиты от шума в кузнечно - механическом цехе производим
акустический расчет. Выявление источников шума и определение их
шумовых характеристик, и выбор точек в помещении, для которых
производят расчет.
Кузнечно-механический
цех
имеет
большое
количество
электроприемников, но для расчета принимаем три вида источников шума,
остальными электроприемниками можно пренебречь, так как их уровень
звукового давления ниже на 10 дБ более шумных. На рисунке 6.1 показан
план кузнечного с нанесением на него электроприемников, имеющих
высокий уровень звукового давления.
15
1
2
4
6
38
22
28
31
33
Рисунок 6.1 - План кузнечного цеха, с
расположением расчетной точки и источников шума
где цифры показанные на рисунке, это электроприемники кузнечномеханического цеха, которые написаны на таблице 6.1. Точка А является
расчетной точкой, которая находится в середине помещения между станками
на высоте 1,5 м от пола; r1 – r10 – расстояние от акустических центров до
расчетной точки. [12]
В производственном помещении объемом 14400 м3 размещено 10
источников шума двух типов: 7 – источников одного типа пресса,
обозначаемых Lр1 и 3 – другого вентиляторы, обозначаемых Lр2. Расстояние
от акустических центров до расчетной точки:
r1=10 м; r2=17,5 м; r3=23 м; r4=9,5 м; r5=11,2 м; r6=13 м; r7=16 м; r8=17,8
м; r9=18 м; r10=20 м.
Таблица 6.2 - Уровни звуковой мощности источников шума
Величина, дБ Среднегеометрическая частота октавной полосы, Гц.
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
Lр1
83 83
89
89
90
91
90
89
Lр2
81 82
83
86
85
84
90
84
66
Октавные уровни звукового давления L, дБ в расчетных точках
помещений, в которых несколько источников шума, следует определять в
зоне прямого и отраженного звука по формуле:
i  кi  Фi 4 n 

 i ,
Si
B i 1 
 i 1

m
L  10 lg  
( 6.1)
где i = 10 0,1 Lрi
Lрi – октавный уровень звуковой мощности, создаваемый i-тым
источником шума;
m – количество источников шума, ближайших к расчетной точке
(т.е. источников, для которых ri< 5 rmin – расстояние от расчетной точки до
акустического центра источника);
n – общее количество источников шума в помещении.
Минимальное расстояние от расчетной точки до акустического центра
и ближайшего к ней источника rmin = 9,5 м, 5 rmin = 47,5 м. Общее количество
источников шума остается таким же, т. е. 10 электроприемников.
Наибольший габаритный размер рассматриваемых источников lmax = 2,3 м.
Следовательно, для всех источников выполняется условие 2 lmax< rmin,
поэтому можно принять Si =2r2. Величина ri / lmax =2, поэтому кi = 1. По
формуле определяем суммарные уровни звукового давления Lобщ в расчетной
точке от всех источников шума.
Постоянная помещения определяется по формуле:
B=B1000,
(6.2)
где B1000 – постоянная помещения на среднегеометрической частоте
1000 Гц, определяемая по таблице в зависимости от объема и типа
помещения. Для данного цеха объемом V=14400 м3 и небольшим
количеством людей:
B1000=V/20=14400/20 = 720 м3.
(6.3)
 - частотный множителей, зависящий от объема помещения. Для
данного цеха значения  приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3
Объем помещения, м3
V>1000
Частотный множитель
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
0,5 0,5 0,55 0,7 1,0
1,6
3,0
6,0
Затем по формуле определяется требуемое снижение шума:
67
 Lтр =Lобщ-Lдоп,
(6.4)
где Lобщ – октавный уровень звукового давления в расчетной точке от
всех источников;
Lдоп – допустимый уровень звукового давления для рабочего места,
для данного цеха этот уровень приведен в таблице 6.4
Таблица 6.4 - Допустимые уровни звукового давления
F, Гц
63
125
250
500
1000
2000
Lдоп
99
92
86
83
80
78
4000
76
Результаты расчетов по кузнечно-механическому цеху
таблицу 6.5
8000
74
сведем в
Таблица 6.5 – Результаты расчетов по цеху
№
Величина
Ед. изм.
2
1
1
Lр1
2
Lр2
3
1
4
2
5
S1=2r21
2
6
S2=2r
7
S3=2r23
8
S4=2r24
2
S5=2r
2
S6=2r
2
S7=2r
2
S8=2r
2
13
S9=2r
2
14
S10=2r210
15
100,1Lр1/S1
9
10
11
12
5
6
7
8
9
Среднегеометрическая частота октавной полосы, Гц.
63
125
250
500
1000
2000
4000
8000
3
4
5
6
7
8
9
10
11
дБ
дБ
м2
м2
м2
м2
м2
м2
м2
м2
м2
м2
83
83
89
89
90
91
90
89
85
84
90
84
81
82
1,910
8
83
1,910
8
810
86
8
810
1,6108 1,6108 1,9108
8
10
9
12,510
8
4108 3,2108 2,5108
10
9
109
8108
2,5108
628
1923
3322
566
787
1061
1607
1989
2034
2512
310
5
310
6
6
1,310 1,3106 1,5106 1,9106 1,6106 1,3106
10
0,1Lр1
9,8104 9,8104 4,2105 4,2105 5,2105 6,5105 5,2105 4,2105
17
10
0,1Lр1
5,7104 5,7104 2,4105 2,4105 3105
18
100,1Lр1/S4
3,3105 3,3105 1,4106 1,4106 1,7106 2,2106 1,7106 1,4106
19
100,1Lр1/S5
2,4105 2,4105
20
100,1Lр1/S6
1,7105 1,7105 7,5105 7,5105 9,4105 1,2106 9,4105 7,5105
16
/S2
/S3
106
106
3,7105
3105 2,4105
1,2106 1,5106 1,2106
106
10
0,1Lр1
8103
10
0,1Lр1
6,5103
23
10
0,1Lр1
6,3103 7,8104 9,3104 1,9105 1,5105 1,2105 4,9158 1,2105
24
100,1Lр1/S10
21
22
/S7
/S8
/S9
25  пп.(1524)
26 Bш 1000
9,9104 1,2105 2,4105 1,9105 1,5105 6,2105 1,5105
8104 9,5104
2105 1,6105 1,2105
5105 1,2105
5,1103 6,3104 7,5104 1,5105 1,2105 9,9104 3,9158 9,9104
1,2106 1,5106 5,4106 5,8106 2,1107 8,2106 2,2178 5,5106
720
68
Продолжение таблицы 6.5
1 2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0,5
0,55
0,7
1,0
1,6
3,0
6,0
396
504
27

0,5
28
Bш= Bш 1000
360
29
4 / Bш
0,1Lр1
=6100,1Lр1
30 10
0,1Lр1
=4100,1Lр2
31 10
1,110
360
-2
1,110
-2
10
-2
720
-3
1152
-3
7,910 5,510 3,410
-3
2160
4320
-3
1,810 0,9103
11,4108 11,4108 4,8109 4,8109 6109 7,5109 6109 4,8109
5,2107 6,4108 7,6108 1,6109 1,2109
109
410
109
1010
5,8109
32
 пп.(30+31)
33
 пп.(2932)
1,3107 1,9107 5,6107 5,2107 3,9107 2,8107 1,8107 5,2106
34
 пп. (25+33)
1,4107 2,1107 6,1107 5,7107 6107
35 Lобщ =10lg(п.34)
36 Lдоп
37
Lтр
11,9108 17,8108 5,6109 6,7109 7,2109 8,5109
3,6107
4107 1,1107
71,4
73,2
77,8
77,5
77,7
75,5
76
70,4
99
92
86
83
80
78
76
74
-27,6
-18,8
-8,2
-5,5
-2,3
-2,5
0
-3,6
Так как величина требуемого снижения шума Lтр для кузнечного цеха
получилась отрицательной, то не требуются мероприятия по снижение шума.
Одним из методов уменьшения шума на объектах производства
является снижение или ослабление шума в его источниках. Строительные
нормы и правила предусматривают защиту от шума строительноакустическими методами. При этом для снижения уровня шума
предусматриваются следующие меры:
1) Выявление источников шума и определение их шумовых
характеристик, и выбор точек в помещении, для которых производят расчет.
2) Звукоизоляция ограждающих конструкций; уплотнение по
периметру притворов, окон, ворот, дверей; звукоизоляция мест пересечения
ограждающих конструкций инженерными конструкциями; устройство
звукоизолированных кабин наблюдения и дистанционного управления;
укрытия; кожухи;
3) Звукопоглощающие конструкции и экраны;
4) Глушители шума.
5) В качестве индивидуальных средств защиты от шума используют
специальные наушники, вкладыши в ушную раковину, противошумные
каски, защитное действие которых основано на изоляции и поглощения
звука.
69
7 Экономическая часть
7.1 Цели разработки проекта
Целью технико-экономического обоснования является оценка
экономической эффективности выбора схемы для строительства внешнего
электроснабжения мясокомбината. Для этого необходимо определить
необходимые капиталовложения и их эффективность, а также срок
окупаемости проекта. Также определяются дисконтированная стоимость
проекта и ее рентабельность.
Задачей предприятия в инвестиционный период, является осуществление
ввода в строй и эксплуатацию надежной, современной схемы
электроснабжения, соответствующей
достижениям НТП и техникоэкономическим показателям.
7.2 Экономическая оценка и финансовый анализ
Выбор схемы электроснабжения осуществляется сравнением двух
вариантов. При сравнении вариантов с экономической точки зрения, в
первую очередь целесообразно, решить вопрос о количестве необходимых
инвестиций для строительства, произвести расчет прибыли от проекта,
осуществить расчет срока окупаемости инвестиций для внедрения
данного проекта.
Питание завода осуществляется от подстанции энергосистемы,
расположенной от завода на расстоянии 7 км, на которой установлены два
раздельно
работающих
трансформатора
мощностью по 25 МВА,
напряжением 110/10кВ.
Капитальные вложения в проектирование включают в себя несколько
составляющих: стоимость оборудования, монтажных работ и транспортных
услуг. Кроме того учитываются затраты на строительство здания,
сооружения и т.д.
Тарифы на электроэнергию.
Применительно к электросетевым объектам оценка результатов
производственной деятельности образуется от продажи дополнительно
поступающей электроэнергии в сеть.
Для стоимостной оценки результата используются действующие
цены и тарифы. Тариф принимается исходя из себестоимости передаваемой
электроэнергии. В настоящее время в Алматинской области средняя цена за
один кВтч составляет 15 тенге
План производства
Строительство подстанции 115/10,5 кВ планируется вести поэтапно.
Примерный срок строительства составляет
360 календарных дней.
70
Программа отпуска электроэнергии на шинах п/ст представленная в виде
таблицы.[16]
Организационный план
Организационная структура управления предприятия принята цеховая.
Ремонт части оборудования, арматуры и токопроводов выполняется силами
персонала подстанции, включаемого в штатное расписание. Особо сложные
ремонтные
работы
выполняются
с
привлечением
персонала
специализированных ремонтных организаций.
На подстанции и прилегающих к ней сетях планируем установить
современное высокоавтоматизированное оборудование, что обеспечивает
высокий уровень надежности электроснабжения.
Юридический план
Для осуществления строительства и дальнейшей эксплуатации
подстанции для турбогенераторного завода создается самостоятельное
предприятие Товарищество с ограниченной ответственностью «Дархан и Ко»
за счет привлечения собственных средств организации и заемного капитала
потенциальных инвесторов. Кредит для строительства новой подстанции
берется в банке с дальнейшей выплатой процентов по кредиту. Процентная
ставка 14,5 % годовых, срок кредитования 10 лет.
Схема выплаты процентов за кредит принимаем из расчета 14,5% годовых,
начиная с первого года эксплуатации. Кредит на строительство подстанции
будем брать в АО "Банк Развития Казахстана" входящих в группу компаний
АО "НУХ "Байтерек".
Экологическая информация
Подстанция предназначена для трансформаций и передачи
электроэнергии. Этот технологический процесс является безотходным и не
сопровождается вредными выбросами в атмосферу. При строительстве ПС110/10кВ образуются отходы трансформаторного масла, черного и цветного
металла, стекла, фарфора и других отходов. Необходимо принять
соответствующие меры согласно НПД по предотвращению и уменьшения
воздействия на окружающую среду.
При соблюдении правил и санитарных норм строительство подстанции
и прилегающих сетей не приведёт к нарушению экологической ситуации в
районе.
7.3 Расчет технико-экономических показателей подстанции
Определение капитальных вложений в строительство
подстанции
Определение капитальных вложений в строительство подстанции и её
монтаж приводится в таблице 7.1
71
Таблица 7.1 - Составляющие стоимости строительных и монтажных работ,
оборудования и прочих затрат по ПС (тыс. тенге.) [16]
Объект
НапряСтроительные Монтаж Обору- Прочие
жение, кВ работы
дование затраты
Подстанции
Открытого типа
110
66935
19703
79649
12101
Итого
178388
Определение ежегодных издержек производства
Издержки производства п/ст и прилегающих сетей связаны с затратами
на содержание подстанции, распределительных устройств и линий
электропередач.
Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с
частичной потерей ее при транспортировке по линиям электропередач и
трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то
их стоимость включается в состав ежегодных издержек: [16]
Иперед  И экс  Ипот
(7.1)
где И экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы
на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей,
тенге./год;
И пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, тенге./год.
Расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуа-тационное
обслуживание сетей определяется по укрупненным показателям
И экс  И ам  И об / рем
(7.2)
где И ам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год.
И ам 
 ам
100
 К ЭС
(6.3)
где  ам - нормы отчислений на амортизацию, %/год;
И об / рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и
текущие), тенге/год;
К ЭС - стоимость оборудования ПС, млн.тенге.
72
И ам 
И об / рем 
6,5
 79,649  5,17 млн.тенге/ год.
100
 об / рем
100
 К ЭС ,
(7.4)
где  об / рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и
ремонты, % / год.
И об / рем 
3,3
 79.649  2,63 млн.тенге/ год.
100
Расчет эксплуатационных издержек сводится в виде таблицы 6.2.
Таблица 7.2 – Эксплуатационные издержки распределения энергии
Элемент
Кап.
αам,% αоб,%
Иам,
Иобсл,
Иэкспл,
вложения,
млн.
млн.
млн.
млн.тенге
тенге/го тенге/год тенге/год
д
ПС 110/10 кВ
178388
6,5
3,3
5,17
2,63
7,8
7.4 Переменные потери энергии и издержки, связанные с ними
Переменные потери определяются переменными потерями в
автотрансформаторах и реакторах подстанции и потерями в активном
сопротивлении проводов и кабелей линий.
Значения
переменных
потерь
в
трансформаторах
и
автотрансформаторах находятся по формулам: [16]
ЭпеременТР  n  Pк   К 2 З
(7.5)
2  58  4500  0,55 2  157,905
где Pк = 58 кВт – потери короткого замыкания;
К З2 =0,55 – коэффициент загрузки трансформатора;
τ - годовое время максимальных потерь.
Постоянные потери энергии и издержки, связанные с ними
Значения постоянных потерь в трансформаторах находятся по
формулам:
Эпост.тр  р  n  PХХ  8760 ;
2  14  8760  245,280
73
(7.6)
где n – количество трансформаторов или автотрансформаторов,
PХХ – потери на холостой ход в трансформаторе или
автотрансформаторе. Потери составляют 14 кВт.
Значения, полученные при расчете заносятся в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 - Издержки, связанные с потерями при трансформации энергии
Элемент
Коэфф. Переменные Постоянные Ипот,
Суммарные
загрузки
потери,
потери,
млн.
издержки
МВт-ч
МВт-ч
тенге/год
Трансформатор
0,55
157,905
245,280
0,07
403,185
И пот  Э  Ц пот  Кцен ,
(7.7)
где Э - величина потерь энергии;
Цпот. - стоимость 1 кВт-ч потерянной энергии.
Годовые потери энергии в ЛЭП:
Э  Ркор  8760  Рmax   ,
(7.8)
где Ркор - среднегодовые потери мощности на корону;
Рmах - потери мощности при максимальной нагрузке;
τ - годовое время максимальных потерь.
Потери мощности на корону определяются по выражению:
Ркор   уд.кор  L,
(7.9)
где ΡУД.КОР.- - потери мощности на корону на 1 км длины ЛЭП 110-500 кВ,
L- длина ЛЭП.
Потери мощности на корону определяются по выражению:
Ркор   уд.кор  L,
(7.10)
Потери мощности при максимальной нагрузке определяются по
выражению:
Pmax 
2
S max
   ’
U2
(7.11)
где Smax - мощность, передаваемая по ЛЭП при максимальной нагрузке;
U - напряжение линии;
ρ - удельное активное сопротивление линии 10-500 кВ;
74
α - коэффициент, учитывающий изменение сопротивления линии
при температуре, отличной от 20 С°;
L - длина линии.
И  И прерм  И пост
(7.12)
Годовое время максимальных потерь, потери энергии в автотрансформаторах
и удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитываются
для выбранного оборудования.
Потери энергии делятся на условно постоянные (не зависящие от
передаваемой мощности) и условно переменные (зависящие от передаваемой
мощности).
Себестоимость
Затраты на амортизацию оборудования:
Иам = ∑Кп/ст,ЛЭП×Н%
(7.13)
Иам = 5 170 000+720 000 = 5,89 млн. тенге
где Н% = 2÷4% - норма амортизации.
Другие затраты составят:
Идругие = Из/п + Иобсл. + Иам + Ис/э + Иадмин. + Ипрочие = 100 %,
(2.3.2)
где Из/п – затраты на заработную плату персонала;
Иобсл. – затраты на обслуживание п/ст и ЛЭП;
Иам – затраты на амортизацию;
Ис/э – затраты на строительство, эксплуатацию;
Иадмин. – административные затраты;
Ипрочие – прочие затраты.
Затраты на амортизацию могут достигать до 45%, а 55% составят
другие затраты.
И др 
5,89  0,55
 7,199 млн.тенге.
0,45
Тогда суммарные затраты на передачу электроэнергии составят:
∑Ипередача = 5,17 + 7,199 = 12,369 млн.тенге.
Себестоимость передачи электроэнергии:
75
S ПРРЕД 
∑И
передача
(7.14)
Эгод
где Эгод – полный объем передаваемой за год электроэнергии при
оказании услуг по передаче.
Эгод  n  К з  Sном.тр  cos   5000 ,
(7.15)
где n – количество трансформаторов;
cos  – коэффициент мощности, принимается равным 0,8;
S íîì .òð – номинальная мощность одного трансформатора.
Эгод  2  0,55  10  0,8  5000  44 млн. кВт∙ч.
Тогда себестоимость оказания услуг по передаче 1 кВт∙ч
электроэнергии через подстанцию равна:
S ПЕРЕД 
12,369
 0,28 тенге/ кВт  ч .
44
Полная себестоимость передачи электроэнергии по сетям
энергосистемы складывается из стоимости энергии энергопроизводящей
организации (4,99 тенге) (Совместнй приказ ДАРЕМ по г.Алматы №255-ОД
и Алматинской области №396-ОД от 12 декабря 2013 года. Внесены
изменения в совместный приказ (№117-ОД и №214-ОД) в части изменения
размера тарифа с 01 января 2014 года с 4,82 тенге за 1 кВтч без учета НДС
на 5 тенге за 1 кВтч без учета НДС)., тарифа на передачу по сетям НЭС (2
тенге), тарифа районной электросетевой компании (7 тенге) и себестоимости
передачи энергии по сетям ТОО "Жума"
Т ТОО " Жума "  S перед  0,1  S перед ,
(7.16)
Т ТОО " Дархан.и Ко"  0,28  0,1  0,28  0,588 тенге/ кВт  ч.
Тариф на электроэнергию ТОО "Жума" для предприятия:
Т З  S ЭО  Т НЭС  Т РЭК  Т ТОО " Жума "  5  2  7  0,588  14,588 тенге / кВт  ч.
Средний тариф на электроэнергию в Алматинской области составляет
15 тенге/кВт·ч. Тариф на электроэнергию ТОО "Жума" принимается равным
14,205 тенге/кВт·ч. Тогда разница составит 15 – 14,588 = 0,412 тенге/кВт·ч.
Выручка от прогнозируемого объема передачи электроэнергии
составит:
76
V реал  44  15  660 млн.тенге. ,
(7.17)
Из прогнозируемой выручки завод произведет следующие выплаты
- Выплаты региональным сетям за передачу электроэнергии составят
V  44  7  308млн.тенге.
- Выплаты национальным электрическим сетям составят
V  44  2  88млн.тенге.
- Выплаты энергопроизводящим предприятиям составят
V  44  5  220 млн.тенге.
Остаток из прогнозируемой выручки за передачу электроэнергии
составит
П  660  308  88  220  44 млн.тенге.
П Ч  44 х0,7  30,8 млн.тенге.
Выручка
составит:
от
прогнозируемого
объема
передачи
V реал  44  15  660 млн.тенге. ,
электроэнергии
(7.18)
Денежный поток определяется по формуле
CF  П Ч  И ао
где ПР - чистая прибыль, млн.тенге;
Иао – амортизационная отчисление, млн.тенге.
(7.19)
CF  30,8 106  5,17 106  35,97млн.тенге.
Определяется срок окупаемости. Метод состоит в определении того
срока окупаемости, который необходим для возмещения суммы
первоначальных инвестиций.
Срок окупаемости составит: [16]
PP 
IС
,
CF
где Iс - инвестиции;
CF– денежный поток, млн.тенге.
77
(7.20)
PP 
178,388
 4,9 года.
35,97
Недостатки метода PP:
1) не учитывает влияние денежных притоков последних лет;
2) не делает различия между накопленными денежными потоками и их
распределением по годам;
3) не обладает свойством аддитивности.
Преимущества данного метода:
1) простота для расчетов;
2) способствует расчетам ликвидности предприятия, т.е. окупаемости
инвестиций;
3)
показывает
степень
рискованности
того
или
иного
инвестиционного проекта, чем меньше срок окупаемости, тем меньше риск и
наоборот.
При неравномерном поступлении доходов срок окупаемости определяют
прямым подсчетом числа лет (месяцев), в течение которых доходы возместят
инвестиционные затраты в проект, т.е. доходы сравняются с расходами.
Инвестиции в проект окупятся за 4,9 лет. [16]
Таблица 7.4 – Прибыль от продаж электроэнергии
Года Коэфф.
ТТОО Тариф Разница Чистая
Эгод ,
S перед ,
.
.
загрузки, млн.кВт ч тенге/кВт ч “Жума”
прибыль
%
1
0
0
0
0
0
0
0
2
55
44
0,28
0,588 14,588 0,412
35,97
7.5 Показатели финансово-экономической эффективности
инвестиций
В качестве основных показателей и критериев финансовоэкономической эффективности инвестиций в условиях рыночных отношений
используются. [16]
– простые показатели:
– интегральные показатели:
Показатель чистого приведенного дохода (Net Present Value, NPV)
позволяет сопоставить величину капитальных вложений (Invested Сapital, IC)
с общей суммой чистых денежных поступлений, генерируемых ими в
течение прогнозного периода, и характеризует современную величину
эффекта от будущей реализации инвестиционного проекта. Поскольку
приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с
78
помощью коэффициента . Коэффициент устанавливается, как правило,
исходя из цены инвестированного капитала.
NPV, или чистая приведенная стоимость проекта является важнейшим
критерием, по которому судят о целесообразности инвестирования в данный
проект. Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину
финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему
знаменателю для возможности сравнения во времени. Чистая приведенная
стоимость определяется по формуле:
n CF
t I ,
NPV  
0
t
t  0 (1  r)
(7.21)
где I о – инвестиции в данный проект, млн. тг.,
CFt – поток наличности, млн. тг.,
r – ставка дисконтирования,
t – время реализации проекта, год.
Расчет ведется до первого положительного значения NPV, т.е. до 6-го
года (таблица 7.6). NPV больше нуля, следовательно, при данной ставке
дисконтирования проект является выгодным для предприятия, поскольку
генерируемые им приток дохода превышают норму доходности в настоящий
момент времени.
Под внутренней нормой прибыли инвестиционного проекта (Internal
Rate of Return, IRR) понимают значение коэффициента дисконтирования r,
при котором NPV проекта равен нулю: [16]
NPV  0  при  IRR  r
(7.22)
Оценка ВНП (IRR) имеет следующие свойства:
1) не зависит от вида денежного потока;
2) нелинейная форма зависимости;
3) представляет собой убывающую функцию;
4) не обладает свойством аддитивности.
Экономический смысл критерия IRR заключается в следующем: IRR
показывает максимально допустимый относительный уровень расходов по
проекту. В то же время предприятие может реализовывать любые
инвестиционные проекты, уровень рентабельности которых не ниже
текущего значения показателя цены капитала.
Рассчитывается IRR для r  10% банковского процента.
1год PV  35,97  0,91  32,73 млн.тенге;
79
NPV  178,388  32,73  145,658 млн.тенге.
Остальные значения рассчитываются
программы Excell и заносятся в таблицу 7.5.
аналогично
c
помощью
Таблица 7.5
Год
r
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Итого pv
Итого npv
Итого pi
Итого irr
Денежный поток
CF, млн.тг c
учетом 10%
0,1
178,388
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
35,97
1/(1+r )n
pv
1
0,91
0,83
0,75
0,68
0,62
0,56
0,51
0,47
0,42
0,39
178,388
32,70
29,73
27,02
24,57
22,33
20,30
18,46
16,78
15,25
13,87
191,897
42,63
1,906
0,203
Текущая
стоимость, млн.
Тенге
-145,69
-115,96
-88,94
-64,37
-42,03
-21,73
-3,27
13,51
28,76
42,63
Из приведенных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций
составит около 8 лет.
Срок окупаемости составляет 8 лет, а общий срок службы
электрического оборудования – около 25 лет. Таким образом этот проект
является экономически эффективным.
80
8 Применение вычислительной техники
В данной работе применение компьютерных программ, таких как
MicrosoftExel , Mathcad и другие дает быстро посчитать нужные расчеты.
Рисунок 8.1 – Распределение низковольтных нагрузок по цеховым ТП
81
Рисунок 8.2 – Расчет осветительной нагрузки
Рисунок 8.3 – Расчет силовых нагрузок по цехам завода
Данные расчеты производились на ЭВМ, что позволили в краткий срок
получить результат. В настоящее время без таких специальных программ не
было бы возможно дальнейшее развитие науки и техники.
82
Заключение
В дипломном проекте был проведен расчет по проектированию
электроснабжения мясокомбината. Был представлен расчет нагрузок по
заводу, выбор числа и мощности цеховых ТП. Предложены два варианта
питания завода, произведен технико-экономический расчет и сравнение
вариантов по суммарным затратам после чего из предложенных вариантов
был выбран с большим напряжением (питание подходит от шин 6,3 кВ на
ГПП, расположенную на территории завода).
В дипломном проекте было проведено технико-экономическое
сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения мясокомбината
(магистральной и смешенной). При сравнении стоимости оборудования и
кабельных линий наиболее экономически выгодной оказалась магистральная
схема электроснабжения.
В работе был произведен расчет по выбору оборудования на
напряжение 6,3 кВ, выбору трансформаторов тока и напряжения.
Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности: был проведен
анализ условий труда, произведен расчет и расчет зануления.
Проведено решение экономических вопросов, связанных с технико экономическим обоснованием схемы электроснабжения и был определен
срок окупаемости оборудования.
Для расчета данной работы применены ЭВМ и Интернет. Расчет
проводился на ПК с применением программ: MicrosoftWord, Exel, AutoCAD,
MathCAD.
83
Список литературы
1. Бозжанова Р.Н., Живаева О.П. Сборник заданий. Методические
указания к выполнению курсового проекта (часть 1,2) для студентов всех
форм обучения специальности 050718 - Электроэнергетика - Алматы: АИЭС,
2005, 2006.
2. Живаева О.П., Тергеусизова М.А. Проектирование систем
электроснабжения. Методические указания и задания к выполнению
курсовой работы для студентов всех форм обучения специальности 050718 Электроэнергетика - Алматы: АИЭС, 2009.
3. Киреева Э.А. Электроснабжение и электрооборудование цехов
промышленных предприятий. – М.: «Кнорус», 2011.
4. Кудрин Б.И. Системы электроснабжения. – М.: «Академия», 2011.
5. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. – М.: «ИД
ФОРУМ-ИНФРА-М», 2010.
6. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий:
Учебник для студентов высших учебных заведений. /Б.И. Кудрин. – М.:
Интермет Инжиниринг, 2005.
7. Правила устройства электроустановок Республики Казахстан. –
Алматы, 2007.
8. Шеховцов В.П. Справочное пособие по электрооборудованию и
электроснабжению. – М.: «Форум-Инфра-М», 2009.
9.
Козловская
В.Б.
Электрические
освещение.
–
Мн.:
«Техноперспектива», 2011.
10. Шеховцов В.П. Осветительные установки промышленных и
гражданских объектов. – М.: «Форум», 2009.
11. Анчарова Т.В. Осветительные сети производственных зданий.
Ч.1,2. – М.: «НТФ Энергопрогресс, Энергетик», 2008.
12. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических
процессов и производств. Охрана труда. П.П. Кукин, В.Л. Лапин, Н.Л.
Пономарев, Н.Н. Сердюк-М: «высшая школа» 2002.
13. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий
энергетического комплекса: Учеб. для вузов. – 2-е изд. – М.: Высш. шк.,
2003.
14. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических
процессов и производств. Охрана труда. П.П. Кукин, В.Л. Лапин, Н.Л.
Пономарев, Н.Н. Сердюк-М: «высшая школа» 2002.
15. Долин П.А. Основы техники безопасности в электрических
установках. – М.: Энергоатомиздат, 2011.
16. Экономика отрасли. Жакупов Алмаз Аусыдыкович, Хижняк Роман
Степанович. Методические указания к выполнению экономической части
выпускных работ (для бакалавров, обучающихся по направлению
«Электроэнергетика») Алматы АИЭС - 2009г.
84