Проектирование систем электроснабжения завода

Формирование статистической отчётности.

Оптимальное управление нагрузкой предприятия.

Прогнозирование электропотребления.

Преимущества АСКУЭ для промышленнго предприятия:

АСКУЭ позволяет оперативно выявлять непроизводственные потери энергоресурсов, потери и хищения электроэнергии при передаче её субабонентам, обнаруживать несанкционированные подключения.

АСКУЭ даёт объективную картину энергопотребления всех объектов предприятия в режиме, максимально приближенноу к реальному времени.

Внедрение АСКУЭ снижает удельный вес платы за электроэнергию в себестомости продукции и тем самым благотворно влияет на рентрабельность предприятия.

Наличие на предприятии АСКУЭ устраняет причины споров с энергосбытовыми организациями, поскольку данные со счётчиков одновременно поступают и к ним.

Рассмотрим, какие средства учета используются для решения вопросов АСКУЭ.

Согласно «Правил учета электрической энергии» (регистрационный номер Минюста РФ № 1182 от 24.

10.96 г.), средства учета — совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно — измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме. На рисунке 12.2 изображен фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции одной отходящей линии. Учет всей электроэнергии осуществляется одним прибором учета электрической энергии (интеллектуальным микропроцессорным электросчетчиком), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). В одном корпусе практически располагается 4 электросчетчика, реализующие учет активной энергии к шинам, учет активной энергии от шин, учет потребления реактивной энергии, учет генерации реактивной энергии. Одно сочетание 7 проводников, подходящих к счетчику дает 5040 схем его включения, из которых только 4 правильные. При напряжениях 0,4 кВ, 110 кВ и выше используются 3 трансформатора тока и вероятность появления ошибок при сборке схемы возрастает. Это накладывает ответственность на достоверность учета электроэнергии. Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485.

Рисунок 12.1 — Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии

По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных энергообъектов или предприятий) и региональные (многоуровневые).

13. Заземление и молниезащита ГПП

13.1 Расчёт защитного заземления ГПП

На ГПП предусматривается защитное заземление, обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции.

В расчете заземления не учитываются естественные заземлители, которые на ГПП, как правило, отсутствуют. Поэтому расчет осуществляется только для заземлений, выполняемых искусственно.

Искусственное заземляющее устройство может выполняться из прутковой или полосовой стали в виде сетки на глубине 0,5 0.7 м, к которой присоединяется заземляемое оборудование. Расстояние между полосами сетки должно быть не более 6 м. Граница заземляющего устройства должна находиться на территории подстанции на расстоянии не менее 3 м от ограждения.

Если сопротивление сетки превышает допускаемое по нормам ПУЭ, то к сетке добавляют вертикальные электроды длиной 3−5 м. Расстояние между электродами принимается не менее их длины.

В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей.

При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:

(13.1)

— ток однофазного замыкания на землю, А;

— сопротивление заземлителя, Ом Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:

(13.2)

где — коэффициент напряжения прикосновения, На тело человека фактически будет действовать напряжение:

(13.4)

где — падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю, В.

Ток, протекающий через человека:

(13.5)

где — сопротивление тела человека, Ом;

В расчётах принимают ;

Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.

Зная допустимый ток, можно найти допустимое напряжение прикосновения:

(13.6)

Чем больше, тем большее напряжение прикосновения можно допустить.

За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:

(13.7)

где — время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП;

— полное время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-40/2500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы.

Сложный заземлитель (рисунок 13.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.

Площадь используемая под заземлитель подстанции:

принимаем .

На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () длиной .

Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:

.

— длина вертикальных заземлителей, м; .

Рисунок 13.1 — Замена расчётного заземлителя упрощённой моделью

а) Заземляющее устройство подстанции б) Расчётная модель

В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои — меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний — толщиной, с удельным сопротивлением, нижний с удельным сопротивлением. Величины, , принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента .

Удельное сопротивление нижнего слоя грунта :.

Удельное сопротивление верхнего слоя грунта определим по выражению:

(13.8)

где — коэффициент сезонности, учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений.

Толщина верхнего слоя грунта: .

Для находим допустимое напряжение прикосновения .

Коэффициент прикосновения определяется по выражению:

(13.9)

где — длина вертикальных заземлителей, м; .

— расстояние между вертикальными заземлителями, м; .

— параметр, зависящий от ;

— коэффициент, определяемый по и :

— Общая протяженность горизонтальных проводников сетки, м .

Определяем потенциал на заземлителе:

(13.10)

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

(13.11)

где — ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ, А; .

— общая длина вертикальных заземлителей, м,

(13.12)

где — число вертикальных заземлителей, шт. шт.

.

Сопротивление заземлителя из сетки, уложенной на глубине t можно определить:

(13.13)

где — эквивалентное сопротивление грунта, Ом (м;

По табличным данным для и ,

тогда, А — коэффициент, зависящий от отношения длины вертикальных электродов и .

при (13.14)

при (13.15)

где — длина вертикальных заземлителей.

при, тогда

Общее сопротивление сложного заземлителя:

что меньше допустимого .

Напряжение прикосновения:

что меньше допустимого значения .

13.2 Расчёт молниезащиты ГПП

Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования.

Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20−500 кВ.

На подстанциях, имеющих ОРУ 110 кB и выше, применяют два, три и большее число молниеотводов. При этом рекомендуется следующая последовательность расчета: намечается к установке минимальное количество молниеотводов (2, 3 или 4).строится общая зона действия молниеотводов и проверяется условие защищенности всей площади ОРУ. Если не удается добиться этого условия даже при увеличении высоты, молниеотводов, то принимают большее количество молниеотводов, заново строят общую зону защиты и т. д. Не следует идти по пути максимального увеличения высоты молниеотводов. Лучше установить больше молниеотводов средней высоты, что проще при монтаже и эксплуатации.

Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами, отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Защита зданий ЗРУ, имеющих металлическое покрытие кровли, выполняется заземлением этих покрытий.

Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы.

Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители.

Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.

Защита подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.

Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:

(13.16)

где hвысота молниеотвода, м;

— активная высота молниеотвода, м;

(13.17)

p — коэффициент для разных высот молниеотводов, равный: для молниеотводов при; для молниеотводов при .

Принимаем четыре молниеотвода высотой. Наиболее высокими объектами на ГПП являются трансформаторы. Высота трансформаторов ТРДН-25 000/110 равна 6,4 м.

Принимаем, тогда активная высота молниеотвода будет равна:

Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 13.

2.

Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:

13.18)

где, а — расстояние между молниеотводами, м;

Зона защиты молниеотводов М1-М4:

где, .

Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие:

(13.19)

где D — диагональ четырехугольника, м.

Проверяем условие :

.

Таким образом, вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии.

Стержневые молниеотводы М1, М2 выполняем на прожекторных мачтах ОРУ 110 кВ.

Стержневые молниеотводы М3, М4 выполняем отдельностоящими с собственными заземлителями.

Рисунок 13.2 — Защита ГПП от прямых ударов молнии

14. Организационно-экономическая часть

14.1 Определение капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования

Пересчёт цен 1984;го года в цены 2013;го проводим по формуле (6.6).

Капитальные затраты на электрооборудование приведены в таблице 14.

1.

Таблица 14.1 — Капитальные затраты на электрооборудование

№ п/п Наименование и тип электрооборудования Ед. изм. Кол-во еди-ниц Цена единицы оборудова-ния, руб Стоимость монтажа и транспортировки, руб Капитальные затраты на единицу оборудования, руб Общие капитальные затраты, руб 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-63/10 шт. 2 79 978,2 16 263 96 241,2 192 482,4 2 КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10 шт. 1 356 439 197 652,2 554 091,2 554 091,2 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10 шт. 6 619 801 343 691,4 963 492,4 5 780 954 4 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 шт. 9 968 439,1 537 017,8 1 505 457 13 549 112 5 Ячейка КРУ К-104М с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. шт. 42 83 844,8 16 263 100 107,8 4 204 528 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее км 5,33 105 528,8 36 613,29 142 142,1 757 617,3 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее км 0,59 133 299,5 46 248,37 179 547,9 105 933,2 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее км 2,99 205 503,5 71 299,56 276 803,1 827 641,2 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем шт. 3 31 803,2 16 263 48 066,2 144 198,6 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 шт. 6 44 090,8 16 263 60 353,8 362 122,8 11 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 шт. 4 135 160 27 032 162 192 648 768 ИТОГО: 38 957 265

14.2 Определение амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления определяются на основе существующих норм амортизации. Амортизационные отчисления определяются по формуле:

(14.1)

где — коэффициент (норма) амортизации, 1/год;

Результаты расчёта суммарных годовых аммортизационных отчислений представлены в таблице 14.

2.

Таблица 14.2 — Суммарные годовые амортизационные отчисления

№ п/п Наименование и тип электрооборудования Общие капитальные затраты К, руб Коэффициент амортизации, 1/год Амортизационные отчисления, руб/год 1 2 3 4 5 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10 192 482,4 0,063 12 126,4 2 КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10 554 091,2 0,063 34 907,7 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10 5 780 954 0,063 364 200,1 4 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 13 549 112 0,063 853 594,0 5 Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. 4 204 528 0,063 264 885,2 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее 757 617,3 0,03 22 728,5 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее 105 933,2 0,03 3178,0

Продолжение таблицы 14.2

1 2 3 4 5 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее 827 641,2 0,03 24 829,2 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем 144 198,6 0,063 9084,5 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 362 122,8 0,063 22 813,7 11 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 648 768 0,075 48 657,6 ИТОГО 2 503 161,3

14.3 Расчет структуры ремонтного цикла

Для определения годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов определяется структура ремонтного цикла каждой единицы оборудования.

Плановая продолжительность ремонтного цикла и межремонтного периода определяются по формулам:

(14.2)

(14.3)

где — продолжительность ремонтного цикла, лет;

— продолжительность межремонтного периода, мес;

— коэффициент, определяется сменностью работы оборудования (равен 1, так как завод работает в две смены).

— коэффициент, учитывает наличие коллектора (равен 1, так как коллекторных машин нет).

— коэффициент использования оборудования, зависящий от отношения фактического коэффициента спроса к табличному (равен 1, так как для данноых цехов завода это отношение равно 1).

— коэффициент, учитывает категорию оборудования (для основного при расчёте, при расчёте).

— коэффициент передвижных установок (равен 1, так как передвижных установок нет).

Результаты расчёта продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода приведены в таблице 14.

3.

Таблица 14.3 — Таблица расчетных коэффициентов для определения структуры ремонтного цикла

№ п/п Наименование и тип электрооборудования, лет, мес, лет, мес 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10 12 36 1 1 1 0,85 0,7 1 10 24 2 КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10 12 36 1 1 1 0,85 0,7 1 10 24 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10 12 36 1 1 1 0,85 0,7 1 10 24 4 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 12 36 1 1 1 0,85 0,7 1 10 24 5 Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. 3 12 1 1 1 0,85 0,7 1 3 9 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее 20 12 1 1 1 0,85 0,7 1 16 8 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее 20 12 1 1 1 0,85 0,7 1 16 8 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее 20 12 1 1 1 0,85 0,7 1 16 8 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем 3 12 1 1 1 0,85 0,7 1 3 9 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 3 12 1 1 1 0,85 0,7 1 3 9 11 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 10 12 1 1 1 0,85 0,7 8 9 9 Количество плановых текущих ремонтов в структуре ремонтного цикла:

(14.4)

Результаты расчёта структуры ремонтного цикла оборудования приведены в таблице 14.

4.

Таблица 14.4 — Результаты расчётов структуры ремонтного цикла электрооборудования

№ п/п Наименование и тип электрооборудования Структура ремонтного цикла, лет, мес, шт 1 2 3 4 5 6 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10 К-Т1-Т2-Т3-Т4-К 10 24 4 2 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-630/10 К-Т1-Т2-Т3-Т4-К 10 24 4 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 К-Т1-Т2-Т3-Т4-К 10 24 4 4 Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. К-Т1-Т2-Т3-К 3 9 3 5 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее К-Т1-…-Т23-К 16 8 23 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее К-Т1-…-Т23-К 16 8 23 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×150 в траншее К-Т1-…-Т23-К 16 8 23 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее К-Т1-…-Т23-К 16 8 23 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем К-Т1-Т2-Т3-К 3 9 3 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 К-Т1-Т2-Т3-К 3 9 3 11 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 К-Т1-…-Т11-К 9 9 11

14.4 Расчет годовой трудоемкости текущих и капитальных ремонтов

Расчет численности ремонтного и обслуживающего персонала На базе структур ремонтного цикла определяется годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов каждой единицы оборудования:

(14.5)

(14.6)

где m — количество позиций однотипного оборудования;

ni — количество единиц однотипного оборудования;

— трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования, чел.

час;

— трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования, чел.

час;

— продолжительность ремонтного цикла, лет.

— продолжительность текущих ремонтов в году.

Результаты расчёта годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования приведены в таблице 14.

5.

Таблица 14.5 — Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов электрооборудования

№ п/п Наименование и тип электрооборудования, шт, шт, чел.

час, чел.

час, чел.

час, чел.

час 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10 2 4 63 28 12,6 22,4 2 КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10 1 4 440 88 44,0 35,2 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10 6 4 440 88 264,0 211,2 4 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 9 4 650 132 1950,0 1584,0 5 Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. 42 3 30 10 78,8 78,8

Продолжение таблицы 14.5

1 2 3 4 5 6 7 8 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее 5,33 23 145 45 48,3 344,8 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее 0,59 23 145 45 5,3 38,2 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее 2,99 23 145 45 27,1 193,4 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем 3 3 25 10 25,0 30,0 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 6 3 28 10 56,0 60,0 11 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 4 11 220 60 97,8 293,3 ИТОГО 1845,7 2908,0

Численность ремонтного персонала определяется на базе годовой трудоёмкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования.

Численность ремонтного персонала для выполнения капитальных ремонтов:

(14.7)

Численность ремонтного персонала для выполнения текущих ремонтов:

(14.8)

где и — необходимое количество ремонтных рабочих для выполнения капитальных и текущих ремонтов электрооборудования, чел;

и — суммарные годовые трудоёмкости капитальных и текущих ремонтов по всему электрооборудованию, чел.

час;

— годовой эффективный фонд рабочего времени одного рабочего, час; .

— коэффициент выполнения норм; для ремонтного персонала; для обслуживающего персонала .

Суммарная численность ремонтного персонала:

(14.9)

где — суммарная трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов по всему электрооборудованию.

Численность обслуживающего персонала определяется на базе годовой трудоёмкости технического обслуживания электрооборудования, которая исчисляется в процентах от годовой трудоёмкости текущих ремонтов.

(14.10)

где — количество смен работы оборудования, ;

Численность обслуживающего персонала:

(14.11)

Результаты расчёта численности ремонтного и обслуживающего персонала приведены в таблице 14.

6.

Таблица 14.6 — Численность ремонтного и обслуживающего персонала

№ п/п Название профессии рабочих, , чел.

час, час, о.е. Количество рабочих, чел. 1 Ремонтный персонал 4753,7 1800 1,1 3 2 Обслуживающий персонал 581,6 1800 1 1

14.5 Определение общего годового фонда заработной платы ремонтного и обслуживающего персонала

Заработную плату ремонтного и обслуживающего персонала определяем на основании степени сложности установленного оборудования и средних тарифных разрядов для ремонта и обслуживания электрооборудования.

Фонд основной заработной платы определяем путём умножения плановой трудоёмкости соответствующих работ на часовую тарифную ставку среднего разряда.

Основная заработная плата определяется по формуле:

где — годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.

час;

— часовая тарифная ставка;

МРОТ =4330 руб./мес.≈25,77 руб./час — минимальный размер оплаты труда, если в месяце 21 восьмичасовой рабочий день;

ТК — средний тарифный коэффициент по таблице 14.

6.

Часовые тарифные ставки рабочих подсчитываются исходя из ставок рабочих первых разрядов сдельщиков и повременщиков соответственно (таблица 14.7).

Таблица 14.7 — Часовые тарифные ставки рабочих Разряд Часовая тарифная ставка, руб Тарифные коэффициенты Тк Сдельщики Повременщики 1 141,74 128,85 1 2 154,49 140,45 1,09 3 171,50 155,91 1,21 3,5 180,00 163,64 1,27 4 188,51 171,37 1,33 5 212,60 193,28 1,5 6 242,37 220,33 1,71

Для обслуживающего персонала (повременщики) принимаем тарифный разряд — 4. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.

Основная заработная плата обслуживающего персонала:

(14.12)

где — годовая трудоёмкость технического обслуживания, чел.

час;

— часовая тарифная ставка 4-го разряда повременщиков, руб.

К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и единый социальный налог 26% от суммы основной и дополнительной зарплаты.

Для ремонтного персонала (сдельщики) принимаем тарифный разряд — 5. Тогда тарифная часовая ставка данного разряда руб.

Основная заработная плата ремонтного персонала:

14.13)

где — Годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов, чел.

час; - часовая тарифная ставка 5-го разряда повременщиков, руб.

К основной заработной плате прибавляется дополнительная заработная плата в размере 15% от основной и единый социальный налог 26% от суммы основной и дополнительной зарплаты.

Общий фонд заработной платы обслуживающего персонала:

Общий фонд заработной платы ремонтного персонала:

Затраты на материалы определяются пропорционально основной заработной плате на соответствующий вид ремонта или технического обслуживания по следующим формулам:

1) на капитальный ремонт ;

2) на текущий ремонт ;

3) на техническое обслуживание ;

где, , — соответственно заработная плата на капитальный, текущий ремонты, техническое обслуживание.

, — коэффициенты пропорциональности равные;; .

Результаты расчётов стоимости материалов заносим в таблицу 14.

8.

Таблица 14.8 — Суммарная стоимость материалов для капитального, текущего ремонтов и технического обслуживания

№

п/п Наименование и тип электрооборудования, чел.

час, чел.

час, чел.

час Разряд работы ЧТСр, руб/ час ЧТСо, руб/ час, руб, руб, руб Рем Обс 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 Ячейка КРУ КМ-1 с трансформатором собственных нужд ТМ-100/10 12,6 22,4 4,48 5 4 212,6 171,4 2678,8 4762,2 767,9 2 КТП с одним трансформатором ТМЗ-1000/10 88,0 70,4 14,08 5 4 212,6 171,4 18 708,8 14 967,0 2413,3 3 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1000/10 88,0 70,4 14,08 5 4 212,6 171,4 18 708,8 14 967,0 2413,3 4 КТП с двумя трансформаторами ТМЗ-1600/10 845,0 686,4 137,28 5 4 212,6 171,4 179 647,0 145 928,6 23 529,8 5 Ячейка КРУ КМ-1 с выключателями

BB/TEL-10

IНОМ = 630 — 1000 А. 410,0 410,0 82,00 5 4 212,6 171,4 87 166,0 87 166,0 14 054,8 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 в траншее 31,8 227,1 45,41 3,5 4 188,5 171,4 5994,3 42 808,4 7783,3 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 в траншее 16,3 116,4 23,29 3,5 4 188,5 171,4 3072,6 21 941,4 3991,9 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 в траншее 25,4 181,1 36,23 3,5 4 188,5 171,4 4787,9 34 137,4 6209,8 9 Ячейка КРУ КМ-1 со штепсельным разьединителем 25,0 30,0 6,00 5 4 212,6 171,4 5315,0 6378,0 1028,4 10 Ячейка КРУ КМ-1 трансформатором напряжения НТМИ-10 и ограничителем перенапряжения ОПН-КР/TEL-10/11,5 56,0 60,0 12,00 5 4 212,6 171,4 11 905,6 12 756,0 2056,8 13 Батареи конденсаторов УКМ-10,5−450 97,8 293,3 58,67 5 4 212,6 171,4 20 792,3 62 355,6 10 056,0 Итого: 405 293,9 591 672,6 97 444,3

Общие затраты на материалы определяются:

14.14)

Общие ежегодные затраты на ремонт и обслуживание:

(14.15)

14.6 Определение стоимости потерь электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии, годовые потери электроэнергии, средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электрооборудования, стоимость 1 кВт ч электроэнергии, относительное время использования максимума потерь определяются по формулам (6.7) — (6.11), приведённым в разделе 6.

а) Потери активной мощности в кабельных линиях определяются:

(14.16)

где — ток, протекающий в линии в нормальном режиме, А.

— сопротивление кабельной линии, Ом:

(14.17)

где — длина кабельной линии, км;

— удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

— число кабельных линий, питающих электроустановку, шт;

Потери активной мощности в кабельных линиях представлены в таблице 14.

9.

Таблица 14.9 — Потери активной мощности в кабельных линиях

№ п/п Наименование и тип электрооборудования, км, Ом, Ом, А, шт, кВт 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 ГПП — КТП-3 0,48 0,162 0,078 221,703 2 22,932 2 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 КТП-3 — КТП-2 0,13 0,245 0,032 147,802 2 4,175 3 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 КТП-2 — КТП-1 0,20 0,312 0,062 73,901 2 2,045 4 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-4 0,41 0,312 0,128 46,188 2 1,637 5 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-5 0,39 0,312 0,120 46,188 2 1,558 6 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-6 0,40 0,312 0,125 92,376 2 6,390 7 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 КТП 6 — КТП 7 0,16 0,312 0,050 46,188 2 0,639 8 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-8 0,09 0,312 0,028 73,901 2 0,918 9 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120 ГПП — КТП-9 0,07 0,245 0,016 147,802 2 2,097

Продолжение таблицы 14.9

1 2 3 4 5 6 7 8 10 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 КТП-9 — КТП-10 0,06 0,312 0,019 73,901 2 2,097 11 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 ГПП — КТП-11 0,29 0,162 0,047 221,703 2 0,623 12 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×120

КТП-11 — КТП-12 0,10 0,245 0,025 147,802 2 13,861 13 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95

КТП-12 — КТП-13 0,10 0,312 0,031 73,901 2 3,277 14 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-14 0,36 0,312 0,112 46,188 1 1,016 15 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-15 0,27 0,312 0,084 46,188 2 0,717 16 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×185 ГПП — РП 0,73 0,162 0,117 161,658 2 1,075 17 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 ГПП — КТП-16 0,11 0,312 0,034 46,188 2 18,346 18 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 АД 5.1 — АД 5.2 0,22 0,312 0,069 92,376 5 0,435 19 Кабель силовой 10 кВ ААШв 3×95 СД 9.1 — 9.5 0,08 0,312 0,025 57,735 5 8,832 20 Кабель силовой 10 кВ

2хААШв 3×185 ГПП — ДСП 0,09 0,081 0,007 461,880 2 1,250 ИТОГО 100,781

б) Потери мощности в трансформаторах определяются:

(14.18)

где — потери мощности холостого хода трансформатора, кВт;

— потери мощности короткого замыкания, кВт;

— коэффициент загрузки трансформатора, о. е;

— число трансформаторов, шт;

в) Потери мощности в электродвигателях определяются:

(14.19)

где — число двигателей, шт;

— коэффициент загрузки двигателя, о. е;

— потери мощности холостого хода двигателя, кВт;

Для двигателей выше 100 кВт:

(14.20)

— номинальные нагрузочеые потери двигателя, кВт;

Для двигателей выше 100 кВт:

(14.21)

Номинальные потери для двигателей определяются по формуле:

(14.22)

где — номинальная мощность асинхронного двигателя, кВт;

— номинальный КПД двигателя, %;

— номинальные потери асинхронного двигателя от реактивной нагрузки, кВт;

(14.23)

где — удельные потери активной мощности на 1 кВар реактивной нагрузки асинхронного двигателя, кВт/кВар (лежат в диапазоне 0,01−0,04).

— номинальная реактивная мощность асинхронного двигателя, кВар.

(14.24)

Максимальные суммарные потери активной мощности:

(14.25)

Средние потери активной мощности:

Годовые потери электроэнергии:

Стоимость потерь электроэнергии:

14.7 Технико-экономические показатели для оборудования и сетей 10 кВ Расчёт технико-экономических показателей для оборудования и сетей 10 кВ приведён в таблице 14.

12.

Таблица 14.12 — Расчёт технико-экономических показателей проекта

№ п/п Показатели Условное обозначение Единицы измерения Численное значение % от З 1 Капитальные затраты руб 38 957 265 — 2 Годовые приведённые капитальные затраты руб/год 7 674 581,2 54,69 3 Амортизационные отчисления руб/год 2 503 161,3 17,84 4 Зарплата ремонтного персонала руб/год 1 464 412,4 10,44 5 Зарплата обслуживающего персонала руб/год 144 420,1 1,03 6 Стоимость материалов на обслуживание и ремонт СМ руб/год 1 094 410,8 7,80 7 Затраты на обслуживание и ремонт руб/год 2 703 243,3 19,26 8 Стоимость годовых потерь электроэнергии руб/год 1 152 533,7 8,21 9 Годовые издержки эксплуатации руб/год 6 358 938,3 45,31 10 Годовые приведённые затраты руб/год 14 033 519,5 100

15. Безопасность и экологичностьпроекта

В данном разделе дипломного проекта разрабатываются мероприятия по экологичности и безопасности для проектируемого оборудования ГПП 110/10 кВ завода железобетонных изделий.

15.1 Анализ опасных и вредных факторов

В состав ГПП входят открытое распределительное устройство напряжением 110кВ (ОРУ-110кВ), закрытое распределительное устройство напряжением 10кВ (ЗРУ-10кВ), два силовых трансформатора 110/10 кВ, марки ТРДН-25 000/110 мощностью 25 МВА каждый. ГПП соединяется с энергосистемой двумя воздушными линиями 110кВ, выполненными проводом марки АС-150/24.

Сеть 110 кВ работает в режиме с заземленной нейтралью, сеть 10 кВ работает в режиме с изолированная нейтралью.

Оборудование ОРУ 110 кВ:

— элегазовые выключатели ВГТ-110;

— разъединители РГ.1−110/1000У1 и РГ.2−110/1000У1;

— трансформаторы тока TG-145;

— заземляющие разъединители ЗОН-110 -;

— ограничители перенапряжений ОПНп-110УХЛ1.

На территории подстанции расположено здание, в котором находятся общеподстанционный пункт управления (ОПУ), ЗРУ-10кВ, аккумуляторная, конденсаторная и подсобные помещения.

ЗРУ 10 кВ включает следующее основное оборудование:

— высоковольтные выключатели ВВ/TEL-10;

— трансформаторы тока ТОЛ-10;

— трансформаторы напряжения НТМИ-10;

— трансформаторы собственных нужд ТМ-40/10;

— ограничители перенапряжений ОПН-КР/TEL-10УХЛ2.

— щит собственных нужд со шкафом управления оперативным током типа ШУОТ-2403−3372 — 1 шт.

Питание потребителей осуществляется кабельными линиями марки ААШВ, проложенными по эстакадам.

При эксплуатации электрооборудования ГПП на обслуживающий персонал могут воздействовать следующие опасные и вредные факторы согласно положения ССБТ ГОСТ 12.

0.003−74 «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»:

— движущиеся машины и механизмы; подвижные част производственного оборудования; передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;

— повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;

— повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

— повышенный уровень шума на рабочем месте;

— повышенный уровень вибрации;

— повышенная или пониженная влажность воздуха;

— повышенная или пониженная подвижность воздуха;

— повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

— повышенный уровень электромагнитных излучений;

— повышенная напряженность электрического поля;

— повышенная напряженность магнитного поля;

— отсутствие или недостаток естественного света;

— недостаточная освещенность рабочей зоны;

— повышенная пульсация светового потока.

— острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок, инструментов и оборудования;

— расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола).

Источниками загрязнения в процессе эксплуатации оборудования и при аварийных ситуациях являются маслонаполненные аппараты, утечка масла из которых может привести к загрязнению окружающей среды (силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд). Возможно загрязнение территории отходами, повышенный уровень электромагнитного излучения, повышенный уровень шума.

15.2 Микроклимат в производственном помещении

Оптимальные и допустимые параметры воздуха рабочей зоны в помещениях определяются по Сан

ПиН 2.

2.4. 548−96 «Санитарно-гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

Микроклимат в помещении определяется следующими параметрами:

температура воздуха t (0C);

температура поверхностей tп (0C).

относительная влажность воздуха φ (%);

скорость перемещения воздуха в рабочей зоне V (м/с);

интенсивностью теплового излучения (Вт/м2).

Параметры микроклимата, приведены в таблице 15.

1.

В ОПУ выполняются работы категории Iб. К категории Iб относятся работы с интенсивностью энергозатрат 140−174 Вт, производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся некоторым физическим напряжением.

Таблица 15.1 — Допустимые параметры микроклимата помещения Период года Категория работ по уровню энерго-затрат, Вт Температура воздуха, оC Температура поверхностей, оС Относительная влажность воздуха, % Скорость движения воздуха, м/с Холодный Iб 19−24 18−25 15−75 0,2 Теплый Iб 20−28 19−29 15−75 0,3

Для обеспечения параметров микроклимата в помещениях ГПП согласно СНиП 41−01−2003 «Отопление, вентиляция и кондиционирование» применяются системы отопления и вентиляции, приведённые в таблице 15.

2.

Таблица 15.2 — Системы отопления и вентиляции Помещение Система отопления Система вентиляции ОПУ Электропечи Приточно-вытяжная ЗРУ Не предусматривается Аварийная (дымовая) вытяжная с пятикратным воздухообменом Подсобные помещения Водяное Естественная Аккумуляторная Водяное Приточно-вытяжная с подогревом приточного воздуха Конденсаторная Не предусматривается Естественная

15.3 Производственное освещение

Во всех производственных помещениях принимают соответствующий вид освещения (естественное или искусственное) и систему освещения (общее или комбинированное).

Необходимую освещённость определяют по СНиП 23−05−95 «Естественное и искусственное освещение» в зависимости от характеристики зрительной работы (наименьшего размера объекта различения), фона, контраста и системы освещения.

Для освещения подстанции применяем следующие виды освещения: рабочее, аварийное, охранное. В качестве рабочего освещения ОПУ применяем систему искусственного общего освещения, выполненную светильниками типа ЛСП02 с люминесцентными лампами.

Наружное освещение подстанции осуществляется прожекторами «Сириус», устанавливаемыми на прожекторных мачтах. Охранное освещение выполняется светильниками типа РКУ 01−200 и включается вручную с наступлением темноты, минимальная освещенность (3 люкс.

15.4 Мероприятия по борьбе с вредными воздействиями вибрации и шума

Источниками вибрации и шума на подстанции являются: магнитная система трансформаторов, высоковольтные выключатели и электордвигатели вентиляции.

Классификация шума:

— по происхождению — электромагнитный, механический, аэродинамический;

— по спектральному составу (широкополосный;

— по временным характеристикам (постоянный.

Таблица 15.4 — Уровни звукового давления на рабочих местах Рабочие места Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц Уровни звука, дБА 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 В помещениях диспетчерской службы с речевой связью по телефону 96 83 74 68 63 60 57 55 54 65

Вибрация нормируется по Санитарным нормам СН 2.

2.4/2.

1.8. 566−96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» величиной виброскорости (м/с), виброускорения (м/с2) и их логарифмическими уровнями (дБ) в зависимости от вида вибрации и частоты (Гц) (таблица 15.5).

Вид вибрации — общая, технологическая «б».

Таблица 15.5 — Предельно-допустимые значения виброскорости Среднегеометрические частоты полос, Гц Предельно допустимые значения виброскорости, дБ технологическая типа «б» 1,0 — 2,0 100 4,0 91 8,0 85 16,0 84 31,5 84 63,0 84 Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни 84

Нормируемые параметры шума для трансформатора определены по ГОСТ 12.

2.024−76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля».

Для трансформатора ТРДН-25 000/110/10 мощностью 25 МВА допустимое значение среднего уровня звука 76 дБА.

15.5 Расчёт шума, создаваемого силовым трансформатором

Источником шума являются: система охлаждения и трансформатор. Шум, создаваемый трансформатором, рассчитывается по формуле:

Lmра=0,009(Nт+71 (15.1)

где Lmра — корректированные уровни звукового давления трансформаторов с выключенным охлаждением, дБА;

Nт — мощность трансформатора, МВА

МВА

Lmра =0,009(25+71=71,36 дБА Шум, создаваемый системой охлаждения, рассчитывается по формуле:

LАра = L1ра +10(lg (n)(m (15.2)

где LАра — скорректированный уровень звукового давления системы охлаждения, дБА;

L1ра — скорректированный уровень звукового давления одного охлаждающего устройства, дБА Вид системы охлаждения: Д — L1ра = 89 дБА

m — количество охлаждающих устройств в системе;

n = 2 при навесном исполнении системы охлаждения на боковой поверхности.

LАра = 89+10(lg (2)(1=89,3 дБА Суммарный уровень звукового давления (Lра, дБА) определяется:

Lра=10(lg (100,1(Lmра+100,1(LАра) (15.3)

Lра=10(lg (100,1(71,36 +100,1(89,3)=89,4 дБА Допустимое значение шума по ГОСТ 12.

2.024−76 ССБТ «Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля» Lа. доп=76 дБА. Расчётное значение шума больше допустимого:

89,4 дБА (76 дБА.

15.6 Защита персонала от электромагнитных излучений промышленной частоты Источниками, создающими электромагнитные излучения промышленной частоты на ГПП являются: открытое распределительное устройство (ОРУ), питающая воздушная линия 110кВ и др.

Таблица 15.6 (Предельно допустимые уровни напряженности магнитного поля Время пребывания (час) Допустимые уровни напряженности магнитного поля, Н [А/м] при воздействии общем локальном 1 и менее 1600 6400 2 800 3200 4 400 1600 8 80 800

Таблица 15.7 — Допустимые значения электрической напряженности для различных видов местности Вид местности Допустимая напряженность электрического поля, кВ/м: Ненаселенная местность 15 Населенная местность 5 Жилая застройка 1,5

Таблица 15.8 — Размер санитарно-защитной зоны (расстояние от крайних проводов ЛЭП до ближайших зданий) Напряжение, кВ Размер санитарно-защитной зоны, м 110 10

15.7 Меры защиты от поражения электрическим током

В процессе эксплуатации электрооборудования ГПП существует вероятность поражения электрическим током в следствии:

— прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

— прикосновения к металлическим корпусам, которые оказались под напряжением в случае пробоя изоляции;

— ошибочной подачи напряжения при ремонте электрооборудования;

— возникновения шагового напряжения;

— приближения на недопустимо малое расстояние к токоведущим частям;

— наведенного напряжения ВЛ.

Условия внешней среды в помещении ЗРУ нормальные. В отношении опасности поражения электрическим током согласно ПУЭ ОРУ 110 кВ, как территория размещения наружных электроустановок (ЭУ), является особо опасным помещением. ЗРУ 10 кВ тоже является особо опасным помещением. По ГОСТ 12.

2.007.

0−75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» оборудование ОРУ-110кВ относится к I классу электротехнических изделий по сбособу защиты человека от поражения электрическим током. ЗРУ-10кВ имеет I класс безопасности.

Мероприятия по обеспечению электробезопасности разрабатываются в соответствии с ГОСТ 12.

1.019−79* ССБТ «Электробезопасность. Общие требования» и ПУЭ, Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016−2001, ГОСТ 12.

4.026−76 ССБТ «Цвета сигнальные и знаки безопасности».

Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:

основная изоляция токоведущих частей:

В ОРУ 110 кВ изоляция токоведущих частей выполняется стеклянными изоляторами. Количество подвесных изоляторов ПС6-А в гирляндах для напряжения 110кВ (8 штук. Изоляция токоведущих частей ЗРУ 10кВ осуществляется с помощью опорных изоляторов НШ-10, ОНШ-10. Кабели и провода имеют бумажную, резиновую или пластмассовую изоляцию.

ограждения и оболочки;

В ОРУ 110 кВ применяются два вида ограждения — внешнее и внутреннее. Внешнее ограждение имеет высоту 2,4 м. Внутреннее ограждение служит для выделения зон ОРУ, находящихся под высоким напряжением, и имеет высоту 1,6 м. Ограждение установлено сетчатым, с сеткой 25×25 мм. Сетки имеют отверстия размером 15×15мм, а также приспособления для запирания их на замок.

размещение вне зоны досягаемости;

Токоведущие части ОРУ 110 кВ не имеют внутренних ограждений, т.к. они расположены над уровнем планировки на высоте 3600 мм. Трансформаторы и аппараты 110кВ, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки на высоте 2500 мм, не ограждаются. Неизолированные токоведущие части ЗРУ 10кВ защищены от случайных прикосновений, при расположении их на уровне менее 2500 мм от пола, путем помещения их в камеры со сплошным металлическим ограждением толщиной не менее 1 мм или ограждения сетками. Высота прохода под ограждением — 2 м.

Расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ указаны в таблице 15.

9.

Таблица 15.9 — Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) в свету

Расстояния от токоведущих частей до элементов ЗРУ указаны в таблице 15.

10.

Таблица 15.10 — Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ При разработке планировки ОРУ 110кВ предусмотрены дороги, обеспечивающие проезд к порталу или башне для ревизии трансформаторов, к ЗРУ. Ширина проезжей части дороги 3 м.

Высота помещения ЗРУ (не менее высоты КРУ, считая от выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка и 0,3 м до балок. Высота ячеек КРУ К-104М, устанавливаемых в ЗРУ (2230мм; итого высота помещения 2230+800=3030мм. Габариты коридора обслуживания определяются исходя из следующего: для однорядного исполнения — длина тележки КРУ плюс не менее 0,6 м; для двухрядного исполнения — длина тележки КРУ плюс 0,8 м. Ширина проходов вдоль КРУ, а также вдоль стен РУ, имеющих двери или вентиляционные отверстия, не менее 1 м.

Трансформаторы устанавливаются на фундамент из сборных железобетонных плит, укладываемых на щебёночно-песчаный балласт. При установке трансформатора 110/10кВ обеспечивается удобство обслуживания, устройство путей перекатки, соблюдение расстояния между трансформаторами. Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами не менее 5 м. Согласно ГОСТ 14.

4.011−89 «Средства защиты работающих» устанавливаются нормы комплектования электропомещений средствами защиты, приведённые в таблице 15.

11.

Таблица 15.11 — Нормы комплектования средствами защиты

Согласно Межотраслевых правил по охране труда ПОТ РМ 016−2001 необходимо вывешивать знаки безопасности, указанные в таблице 15.

12.

15.8 Пожарная безопасность

Пожарная безопасность электроустановок определяется наличием горючих изоляционных материалов в применяемом оборудовании согласно ГОСТ 12.

1.044−89 ССБТ «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения».

Наибольшую пожарную опасность на подстанции представляет трансформаторное масло, находящееся в маслонаполненных аппаратах.

Характеристика пожарной опасности трансформаторного масла: горючая жидкость, способная самостоятельно гореть после удаления источника зажигания, имеет температуру воспламенения 2700С.

Причины возникновения пожара могут быть:

а) неэлектрического характера:

нарушение требований пожарной безопасности (ПБ).

б) электрического характера:

короткие замыкания;

перегрузки;

электрическая дуга;

статическое электричество;

большие переходные сопротивления.

В соответствии с положениями НПБ-105−03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение ЗРУ-10кВ подстанции относится к категории пожароопасности «В», ОПУ — тоже к категории «В», а ОРУ-110кВ приравнивается к категории помещений «Вн». При возникновении пожара в ЗРУ-10кВ ему присваивается класс «Е». При возникновении пожара присваивается класс «А», «В» или «Е».

Пожарная безопасность обеспечивается согласно ГОСТ 12.

1.004−91* ССБТ «Пожарная безопасность. Общие требования» системой предотвращения пожара, системой противопожарной защиты и организационно-техническими мероприятиями.

Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается применением:

устройством молниезащиты зданий, сооружений и оборудования.

Ограничение массы и объема горючих веществ и материалов, а также наиболее безопасный способ их размещения достигается применением:

периодической очистки территории, на которой располагается объект, помещений, коммуникаций, аппаратуры от горючих отходов, отложений пыли, пуха и т. п.;

удалением пожароопасных отходов производства.

Противопожарная защита достигается применением:

применение средств пожаротушения (НПБ 105−03 Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения приведены в таблице 15.13);

Таблица 15.13 — Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения Наименование помещения или установки Единица защищаемой площади или установки измерения Огнетушители Ящик с песком, объемом 0,5 м³ Пенный вместимостью 10 л Порошковый вместимостью 5 л Углекислотный вместимостью 5 л Углекислотный вместимостью 25 л Углекислотный вместимостью 80 л Главный щит управления, блочные щиты управления, панели релейных щитов ОПУ Помещение — 4 4 2 1 Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла более 10 т Трансформа-тор силовой 2 2 1 Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла менее 10 т Трансформа-тор собственных нужд 2 2 1

применением автоматических установок пожарной сигнализации и пожаротушения согласно НПБ 110−03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией» (Таблица 15.14);

Таблица 15.14 — Здания, сооружения, помещения и оборудование, подлежащие защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией"

применением основных строительных конструкций и материалов II степени огнестойкости согласно СНиП 21−01−97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» (Предел огнестойкости строительных конструкций приведен в таблице 15.15,

Заключение

В данном дипломном проекте было спроектировано электроснабжение ОАО «Завод железобетонных изделий».

На основании исходных данных были определены расчетные нагрузки 0,4 кВ цехов методом коэффициента спроса. По расчётным нагрузкам был произведён выбор цеховых ТП, выбраны трансформаторы типа ТМЗ мощностью 630, 1000, 1600 и 2500 кВА.

Была рассчитана нагрузка 10 кВ и решены вопросы компенсации реактивной мощности. По расчётным данным на ГПП выбраны 2 трансформатора типа ТРДН мощностью 25 МВА.

Исходя из технико-экономических сравнений двух вариантов схем электроснабжения была принята смешанная схема питания предприятия, выполненная кабелями марки ААШв, проложенными в траншеях.

Построена картограмма нагрузок и определено место расположения ГПП. Для выбора электрооборудования ГПП и были определены токи короткого замыкания.

В результате были выбраны: ВЛ АС-150/24, питающие ГПП; выключатели ВМТ-110Б-20/1000, трансформаторы тока TG 145−150, разъединители РГН-110/1000, ограничители перенапряжения типа ОПН-110, заземлитель нейтрали типа ЗОН-110М-II, который в отключенном состоянии шунтируется ограничителями перенапряжения типа ОПН-110 для ОРУ.

ЗРУ укомплектовано из ячеек типа К-104М с вакуумными выключателями типа ВВ/TEL-10; РП и цеховые ТП питаются кабелями марки ААШв сечением 95, 120 и 185 мм².

Произведен выбор релейной защиты всех элементов схемы электроснабжения, расчёт релейной защиты трансформаторов ГПП.

Выполнен расчёт уровней напряжения для выбора уставок РПН и ПБВ трансформаторов, для ДСП рассчитаны такие показатели качества электроэнергии как колебания напряжения и коэффициент несинусоидальности, для снижения колебаний напряжения принято раздельное питание ДСП и чувствительных электроприемников. Рассчитано заземление и молниезащита ГПП, а также рассмотрены вопросы экологичности и безопасности проекта.

В организационо-экономической части проекта были расчитаны приведённые затраты на электрооборудование, годовая трудоёмкость текущих и капитальных ремонтов, общегодовой фонд заработной платы обслуживающего и ремонтного персонала.

Список использованных источников

Правила устройства электроустановок. Главгосэнергонадзор РФ. М.: ЗАО «Энергосервис», 2002. 607 с.

Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергия. 1973. 584 с.

Вагин Г. Я. Специальные вопросы электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. Горький. ГПИ. 1986. 76 с.

Федоров А.А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат. 1984. 472 с.

Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат. 1995. 416 с.

Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат. 1990. 576 с.

Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат. 1991. 464 с.

Шидловский А.К., Вагин Г. Я., Куренный Э. Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат. 1992. 224 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.

Головкин Н.Н., Карпова Э. Л., Федоров О. В. Технико-экономические расчеты в дипломном проектировании. Учебное пособие. Н. Новгород, НГТУ, 1991.-104 с.

ГОСТ 13 109–97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введен с 01.

01.99. ИПК издательство стандартов, 1998.

Защита электроустановок от прямых ударов молнии: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др. Н. Новгород, 2001. — 11с.

Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др. Н. Новгород, 2001. — 19с.

Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров. Н. Новгород, 2002. — 33с.

Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов для студентов специальностей 1002 и 1004. Н. Новгород, НГТУ. 2002.

Стандарт предприятия. Проекты (работы) дипломные и курсовые. Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. — СТП I-У-НГТУ-88.

Г. Я.Вагин, Н. Н. Головкин, О. В. Маслеева Пособие по дипломному проектированию для студентов специальности 1004 «Электроснабжение». Н. Новгород, НГТУ, 2004.-137 с.

ЦЭН

ТМ-40/10

ТМ-40/10

R

x

=9,6 м

B

x 2−3

=3,692 м

B

x 1−2

=5

609 м

D

=

60,605

м

48 м

53 м

37 м

40 м

М1

М

М4

М3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист