
- •Аннотация
- •1 Расчет электрических нагрузок предприятия
- •12 Экономическая часть
- •Технический паспорт проекта
- •Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений
- •1 Расчет электрических нагрузок предприятия
- •1.1 Расчет электрических нагрузок по цеху улавливания №1
- •1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
- •1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
- •2 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
- •Выводы по разделу два в данном разделе я выбрал число, мощность и тип трансформаторов цеховых тп. Также определил суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах.
- •3 Выбор трансформаторов главной понизительной подстанции
- •Выводы по разделу три
- •4 Внешнее электроснабжение предприятия
- •4.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах гпп
- •4.2 Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до гпп предприятия
- •4.3 Расчет токов короткого замыкания
- •4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе гпп
- •4.5 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения
- •Для сети 35 кВ тыс.Руб, для сети 110 кВ тыс.Руб.
- •Выводы по разделу четыре
- •5.1 Выбор напряжения
- •5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
- •5.3 Конструктивное выполнение электрической сети
- •5.4 Расчет питающих линий
- •Выводы по разделу пять
- •6 Расчет токов короткого замыкания
- •7 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия
- •7.1 Выбор ячеек комплектного распределительного устройства
- •7.2 Выбор выключателей кру
- •7.3 Выбор трансформаторов тока в ячейках кру
- •7.4 Выбор трансформаторов напряжения
- •7.5 Выбор соединения силового трансформатора гпп с ру нн гпп
- •7.6 Проверка кабелей напряжением 10 кВ на термическую стойкость к токам короткого замыкания
- •7.7 Выбор трансформаторов собственных нужд гпп
- •7.8 Выбор вводных и секционных автоматических выключателей ру нн ктп и вводных аппаратов нрп
- •11.1 Расчет релейной защиты автоматических выключателей трансформаторных подстанций напряжением 10/0,4 кВ
- •11.1.1 Выбор вводных и секционного выключателей
- •11.1.2 Расчет уставок (расчет параметров блока Micrologic 5.0 a)
- •11.2 Расчет и выбор предохранителя для защиты трансформатора
- •11.3 Расчет релейной защиты кабельной линии напряжением 10 кВ
- •12 Экономическая часть
- •12.1 Система целей энергетического хозяйства предприятия
- •12.1.2 Построение дерева целей
- •12.1.3 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства
- •12.1.4 Анализ поля сил
- •12.2 Определение типов организационной культуры, структуры и правовой формы его энергохозяйства
- •12.4.1 Планирование использования рабочего времени
- •12.4.2 Планирование численности рабочих
- •12.4.3 Планирование численности персонала управления
- •12.4.4 Планирование фонда заработной платы рабочих
- •12.4.5 Планирование фонда заработной платы персонала управления
- •12.5 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
- •12.6 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание
- •Библиографический список
12.6 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав экономических элементов затрат, входящих в смету, постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (таблица 12.11).
Таблица 12.11 – Состав экономических затрат
Элементы затрат |
Сумма, тыс.руб. |
% к итогу |
1)Вспомогательные материалы: (1,25% стоимости ЭО) К |
395,3 |
0,14 |
3) Амортизация основных фондов (10%):К*0,10: |
3 162,3 |
1,05 |
4) Основная и дополнительная заработная плата всех категорий персонала: ФГЭ+ФГР+ ФГэл/ц+ ФОГЭ : |
27740,1 |
9,24 |
5) Отчисления на социальные нужды (39%): (ФГЭ+ФГР+ ФГэл/ц+ ФОГЭ)*0,39 |
10818,64 |
3,6 |
6) Прочие расходы (20%): (ФГЭ+ФГР+ ФГэл/ц+ ФОГЭ)*0,2: |
2163,7 |
0,72 |
ИТОГО: |
300102,04 |
100 |
Итоговая сумма в таблице 12.11 отличается от величины полных затрат из таблицы 12.10 на 2%. Это допустимая погрешность позволяет сделать вывод, что расчёт проведён верно.
12.7 Основные технико-экономические показатели
энергохозяйства
Основные показатели энергохозяйства представлены в таблице 12.12:
Таблица 12.12 – Основные показатели энергохозяйства
Показатели |
Единицы измерения |
Величина |
1 |
2 |
3 |
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь |
кВт |
338 741 500 |
Полная сметная стоимость общезаводской части электрохозяйства |
тыс.руб. |
31 623 |
Продолжение таблицы 12.12
1 |
2 |
3 |
- эксплуатационных рабочих |
чел. |
56 |
- ремонтных рабочих |
чел. |
161 |
- линейных руководителей |
чел. |
26 |
Численность АУП ОГЭ по функции ЭС |
чел. |
5 |
Производительность труда: |
| |
- по электроремонтному производству |
у.е.р/чел |
105 |
- по участку электросетей |
чел/км |
3,37 |
- по электрохозяйству в целом |
кВт/чел |
139 |
Общий годовой фонд зарплаты |
тыс.руб. |
18 914,2 |
- эксплуатационных рабочих |
тыс.руб. |
10021,6 |
- ремонтных рабочих |
тыс.руб. |
8778,5 |
- персонала управления электросилового цеха |
тыс.руб. |
7080 |
- персонала ОГЭ |
тыс.руб. |
1860 |
Средняя заработная плата одного рабочего: |
|
|
- эксплуатационного персонала |
тыс.руб./год |
179 |
- ремонтного персонала |
тыс.руб./год |
110 |
Текущие затраты в расчёте на единицу полезно используемой электроэнергии |
руб./кВт*ч |
0,87 |
Выводы по разделу двенадцать
В ходе работы были проанализированы необходимость и возможности совершенствования СЭС завода ООО «Мечел - Кокс». Разработаны предложения по повышению эффективности и качества работы предприятия, а также по снижению потерь электроэнергии.
Таким образом, были определены внешние факторы и внутренние возможности осуществления изменений, отображено поле сил, поставлены цели по принципу SMART, запланированы изменения, осуществлено планирование труда и заработной платы, запланирована смета текущих затрат на энергетическое обслуживание и определены основные показатели проекта.
13 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Защита людей от опасного воздействия электрического тока, электромагнитного поля, электрической дуги и электрических разрядов обеспечивается с помощью организационных и технических мероприятий по электробезопасности, а также с помощью специальных средств защиты.
К организационным мероприятиям относятся:
правильная организация и ведение безопасных методов работы;
обучение и инструктаж персонала;
контроль и надзор за выполнением правил технической эксплуатации и технической безопасности;
К техническим мероприятиям относятся:
обеспечение нормального освещения в зоне работ;
применение необходимых мер и средств защиты;
применение безопасного ручного инструмента, а так же применение блокировок коммутационных аппаратов, спецодежды.
ГПП является одним из важнейших объектов СЭС, в то же время это объект повышенной опасности поражения обслуживающего персонала электрическим током. Поэтому на ГПП должно уделяться особое внимание вопросам техники безопасности и охраны труда.
13.1 Планировка и конструктивная часть ГПП
Согласно расчетам картограммы электрических нагрузок, ГПП нужно расположить в районе коксового цеха №2. Однако, в связи с занятостью этой части территории, площадка с ГПП смещена в сторону, на открытую площадку. В соответствии с [1,4.2, 4.3] к ОРУ-110 кВ подведена автомобильная дорога и предусмотрен проезд вдоль трансформаторов.
Расположение ГПП так же выбрано с учетом розы ветров, согласно которой преимущественное направление ветров северо-западное. Все источники загрязнения находятся с южной стороны по отношению к ГПП – 110. Подстанция состоит из 3-х основных частей:
ОРУ-110 кВ
Трансформаторы 2xТРДН – 32000/110
ЗРУ-10 кВ
Аппаратура ОРУ-110
кВ и трансформаторы установлены открыто.
Территория ГПП ограждена сплошным
внешним забором высотой 1,8 м [1, 4.2 39].
Металлические конструкции ОРУ-110 кВ,
ЗРУ-10 кВ и трансформаторов, а также
подземные части металлических и
железобетонных конструкций для защиты
от коррозии – окрашены. Трансформаторы
для уменьшения нагрева прямыми лучами
солнца окрашены в светлые тона маслостойкой
краской [1, 4.2, 30]. Для предотвращения
растекания масла распространения пожара
под трансформаторами предусмотрены
маслоприемники, закрытые металлической
решеткой, поверх которой насыпан слой
чистого гравия толщиной 0,25 м [1, 4.2. 70].
Для
осмотра высоко расположенных частей
трансформаторов, устанавливаются
стационарные лестницы.
Все токоведущие части, доступные
случайному прикосновению, ограждены
металлической сеткой с окном 2525
мм [1, 4.2. 26]; на всем электрооборудовании
ОРУ и ЗРУ выполнены надписи мнемосхемы,
поясняющие назначение электрооборудования,
а также предупреждающие плакаты.
Токоведущие части окрашены в соответствии
с [1, 1.1 29]
фаза А – желтым цветом;
фаза В – зеленым;
фаза С – красным.
Все кабели ГПП в местах присоединения имеют таблички с адресом, маркой и сечением.
Оборудование ОРУ-110 кВ располагается таким образом, чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов, транспортировки трансформаторов, проезда пожарных машин и передвижных лабораторий.
Наименьшее расстояние от токоведущих частей до различных элементов ОРУ приняты равными: из [1].
Таблица 13.1 – Наименьшие расстояния до элементов ОРУ
Наименование расстояния |
Изоляционное, мм. ,расстояниерасстояние,м! |
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземлённых конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2м. |
900 |
Между проводами разных фаз |
1000 |
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 1,6м, до габаритов транспортируемого оборудования. |
1650 |
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключённой верхней. |
1650 |
От неограждённых токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов. |
3600 |
Между токоведущими частями в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или неотключённой другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями. |
2900 |
От контакта и ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки, присоединённой ко второму контакту. |
1100 |
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ устанавливаются разъединители РДЗ. От неверных операций коммутационными аппаратами предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземлённый участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков.
Так же предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя, которые не позволяют включить заземляющие ножи при включённых главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применние переносных заземлителей, что повышает безопасность и снижает аварийность.
В ЗРУ ячейки КРУ стоят в два ряда с центральным проходом 2 м, ширина прохода между ячейкой и стеной – 1 м. Выкатные части КРУ имеют механическую блокировку, так что доступны к токоведущим частям, автоматически закрываются металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода, которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [1, 4.2 92]. ЗРУ выполнено без окон [1, 4.2. 94]. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов. Барьеры установлены на высоте 1,2 м и съемные. Между дверью и барьером имеется промежуток шириной 0,5 м [1, 4.2 26].
13.2 Защитные средства
Персонал ГПП снабжается защитными средствами согласно нормам, все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно [8]. Защитные средства представлены в таблице 13.2.
Таблица 13.2 – Защитные средства персонала ГПП
Наименование |
Ед.изм. |
Количество |
Штанга изолирующая 110/10 кВ |
Шт |
2/2 |
Указатель напряжения 110/10 кВ |
Шт |
2/2 |
Диэлектрические боты |
пара |
1 |
Диэлектрические перчатки |
пара |
>2 |
Временные ограждения |
Шт |
>2 |
Переносные заземления 110 кВ |
Шт |
>2 |
Предупредительные плакаты |
Шт |
>2 |
Защитные очки |
Шт |
2 |
Противогаз |
Шт |
2 |
Также на ГПП предусмотрены специальные плакаты, служащие для предупреждения об опасности приближения к частям, находящимся под напряжением.
13.3 Контроль изоляции
Сеть работает в режиме изолированной нейтрали, постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения 3НОЛ-0.9-10. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, установленные в ячейках КРУ.
В электрических
сетях напряжением 10кВ используется
сигнализация ОЗЗ. Простейшей является
общая неселективная сигнализация ОЗЗ,
которая состоит из реле максимального
напряжения KU
, подключенного к вторичной обмотке
трехфазного трансформатора напряжения,
соединенной по схеме «открытого
треугольника». Реле имеет уставку по
напряжению обычно принимаемую равной
0,3Uф.
В нормальном режиме работы электрической
сети напряжение нейтрали не превышает
15%Uф,
чему соответствует напряжение на зажимах
указанной вторичной обмотки не более
15В. При возникновении ОЗЗ, напряжение
на нейтрали сети возрастает до фазного
значения, а на зажимах вторичной обмотки
– до 100В. Реле срабатывает и включает
информационную (световую или звуковую)
сигнализацию о появлении ОЗЗ в
электрической сети. Такой комплект
сигнализации является общим для одной
секции сборных шин.
Схемы сигнализации однофазных замыканий на землю представлены на рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 – Схема контроля изоляции
13.4 Пожарная безопасность
Согласно НПБ 105-95 и СниП 21.0197. С целью предупреждения возникновения пожара в распределительных устройствах 110 и 10 кВ на ГПП предусматриваются следующие технические мероприятия и решения:
Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при к.з. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость.
В ЗРУ-10 кВ применены вакуумные выключатели типа ВВЭ-10.
Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение.
Между силовыми трансформаторами установлена заградительная железобетонная плита.
Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных
силовых трансформаторов выполнены маслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.
Фундаменты под маслонаполненные трансформаторы выполнены из несгораемых материалов.
Помещение и здание ЗРУ и камеры трансформаторов собственных нужд выполнены по II степени огнестойкости.
ЗРУ, при длине 18 м, имеет 2 выхода по концам наружу, с самозапирающимися замками, открываемыми со стороны ЗРУ без ключа. Двери обиты железом с асбестовой подкладкой и имеют ширину не менее 0,75 м и высоту 1,9 м. Двери между помещениями ЗРУ разных напряжений открываются в сторону помещения низшего напряжения. Помещение РУ более высокого напряжения имеют ворота с железными створками для перемещения через них габаритного оборудования (например, ячеек КРУ). Ворота открываются наружу и расположены в конце ЗРУ.
Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.
В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ (70º С). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).
Для локализации очагов пожара на ГПП имеются первичные средства пожаротушения:
а) ЗРУ-10 кВ:
– огнетушители ОУ-8 – 2 шт.,
– ящик с песком – 2 шт. (вместимость 0,5 м2);
б) щит управления 0,4 кВ:
– огнетушители ОУ-8 – 2 шт.;
в) камеры трансформаторов собственных нужд
– огнетушители ОХП-10 – 2 шт.,
– ящик с песком;
г) ОРУ-110 кВ:
– пожарный щит с принадлежностями и ящик с песком у каждого трансформатора.
13.5 Молниезащита ГПП
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» (СН-305-77). Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в год.
Следовательно необходимо устанавливать защиту от прямых ударов молнии.
Устанавливаем 4 молниеотвода: два на порталы и два на здании ЗРУ.
Самые высокие объекты на подстанции, требующие защиты – линейный вводной портал, расположенный на высоте hх=11м; Здание ЗРУ на высоте h1х=7,5 м, ошиновки Iс.ш. и IIс.ш. на высоте h2х=8м.
Радиусы зоны защиты молниеотводов на этих высотах
RЗРУ=(13.1)
где hа=25м – активная высота отдельно стоящего молниеотвода М3 и М4.
RС.Ш.=
(13.2)
где h = hа + h1х= 8 + 11 = 19м – высота молниеотвода, установленная на линей-
ном вводном портале высотой hх = 11м. Молниеотводы М1 и М2.
Определяем наименьшую ширину зоны защиты b1х
2b1х=4rЗРУ
(13.3)
где hа=h–h1х=25–7,5=17,5м – разность между высотой молниеприемника h и
высотой защищаемого объекта;
а=35м – расстояние между М3 и М4.
Т.к. 2b1х=35,83м, то b1х=17,9м.
Наименьшая ширина зоны защиты b2х
2b2х=4rС.Ш.
(13.4)
т.к. 2b2х = 21,34 м, то b2х = 10,67м,
где hа=h–h2х=19–8=11м – разность между высотой молнеприемника h и высо-
той защищаемого объекта;
а=18м – расстояние между М1 и М2.
Аналогично определяем расстояние b3х=b4х=5,22м.
13.6 Расчет заземления
Наибольший ток через заземления при замыкании на землю со стороны 110 кВ 12,5 кА. Грунт в месте сооружения подстанции – суглинок.
Площадь территории подстанции S=40х50=2000 м2. Удельное сопротивление грунта: r1=60 Ом/м; l=2м; r1=50 Ом/м. Время действия релейной защиты: tpз=0,12с; toв=0,07с.
За расчётный ток принимаем ток, стекающий с заземлителя при однофазном замыкании
,
(13.6)
где Хо=0,57 Ом – сопротивление нулевой последовательности до места КЗ;
Хт=4,2 Ом – сопротивление нулевой последовательности трансформатор
ГПП.
Расчётная длительность воздействия тока на человека
tв=tр.з.+tо.в.=0,12+0,07=0,19 с. (13.7)
Допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп=400В.
Коэффициент прикосновения
,
(13.8)
где М=0,62 – параметр, зависящий от соотношения r1/r2;
LГ=360 м – длина горизонтальных заземлителей;
l в=5 м – длина вертикального заземлителя;
a=10 м – расстояние между вертикальными заземлителями;
– коэффициент,
учитывающий сопротивление стекания
тока на землю.
,
(13.9)
где Rч=1000 Ом – сопротивление тела человека;
Потенциал на земле
,
(13.10)
что в пределах допустимого значения (меньше 10кВ).
Сопротивление заземляющего устройства
.
(13.11)
Число вертикальных заземлителей
.
(13.12)
Принимаем nв=17 шт.
Число ячеек по сторонам квадрата
.
(13.13)
Принимаем m=3.
Длина полос в расчетной модели
L'Г==357,6м;
(13.14)
Lв=lв*nв=517=85м.
(13.15)
Длина стороны ячейки
(13.16)
Относительная глубина
.
(13.17)
Тогда
А=0,385–0,25=0,385–0,25
0,127=0,35.
(13.18)
При r1/r2=1,2; а/lв=2 определяю
,
(13.19)
отсюда rэ=1,22 Ом/м.
rэ=1,22r2=1,22
50=61
Ом/м. (13.20)
Общее сопротивление сложного заземлителя
(13.21)
(13.22)
Uпр=2371В>Uпр.доп.=400В.
Необходимо применить меры для снижения Uпр путем использования естественных заземлителей, расширяющее заземлительное устройство за пределы подстанции.
Используя естественные системы трос – опора линии 110кВ общим сопротивлением 1,7 Ом.
(13.23)
Применяю другой метод уменьшения Uпр. Применим подсыпку слоем гравия толщиной 0,2м в рабочих местах. Удельное сопротивление верхнего слоя гравия в этом случае будет rв.ск. = 3000 Ом/м, тогда
(13.24)
.
(13.25)
Подсыпка гравия не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, т.к. глубина заложения заземлителей 0,7м, больше толщины слоя гравия, поэтому соотношение r1/r2 и значение М остаются неизменными.
Потенциал на земле
(13.26)
Что меньше допустимого значения 10кВ.
(13.27)
Uпр”=0,6610800
0,6=388
В; (13.28)
Uпр”=388В<Uпр.доп.=400В.
Из расчета видно как эффективна подсыпка гравием на территории подстанции.
13.7 Освещение ОРУ 110/10кВ
Площадь ОРУ S=2000м2.
По нормам освещенности принимаю Е=1лк.
Суммарный световой поток
,
(13.29)
где Кз=1,5 – коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения
отражателя;
КП=1,5 – коэффициент потери света в зависимости от конфигурации осве-
щаемой площадки.
Освещение осуществляется прожектором ПЗС–25 с лампами типа НГ–220–200; максимальная сила света 16000Ко; угол рассеивания (градус) в плоскости горизонта 160, вертикальный 120, КПП=27%.
Число прожекторов
(13.30)
где Фл=2350лм – световой поток лампы.
Высота установки прожекторов
(13.31)
где Jmax – максимальная сила света.
Выводы по разделу тринадцать
В данном разделе были проанализированы и рассчитаны все меры по защите главной понизительной подстанции: расчёт молниезащиты и заземления, приняты меры по пожарной безопасности, расчёт освещения ОРУ, выполнен контроль изоляции. Для защиты персонала подстанции были выбраны защитные средства. Так же выполнена планировка ГПП и обоснована её конструктивная часть. Данная ГПП полностью обоснована и работы производимые на её территории отвечают всем мерам безопасности.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте я проектировал систему электроснабжения южной группы цехов ООО «Мечел - Кокс». При этом были выбраны трансформаторы цеховых ТП данного предприятия. Также было выбрано рациональное напряжение питания предприятия и трансформаторы ГПП, а также оборудование, расположение на ГПП. Кроме этого, были выбраны комплектные конденсаторные установки, необходимые для компенсации реактивной мощности, а также построена карта селективности.
Показателя капитальных затрат и расходов на эксплуатацию приведены к оптимальному уровню, поэтому данный проект можно принять к строительству.
Кроме того были рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и выбраны все необходимые средства индивидуальной защиты.
Я считаю, что мой проект может быть применен для построения системы электроснабжения ООО «Мечел - Кокс».