Реконструкція СЕС збагачувальної фабрики

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати


РЕФЕРАТ

Звіт: стор, малюнків, таблиці, джерел.

ТРАНСФОРМАТОР, РОЗРАХУНКОВА НАВАНТАЖЕННЯ, КОМПЕНСАЦІЯ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, ТЕРМІЧНА СТІЙКІСТЬ, автоматичне введення резерву, ОПЕРАТИВНИЙ ТОК, Перевантажувальна здатність

У даному дипломному виконаний електротехнічний розрахунок низьковольтної мережі у зв'язку з розширенням виробництва на збагачувальній фабриці у відділенні флотації та фільтрації. Проведена реконструкція електричної частини розподільного пристрою головного корпусу, зроблений техніко-економічний розрахунок.

Визначено робочі струми і струми короткого замикання, відповідно до яких зроблено вибір силових трансформаторів і основного електротехнічного обладнання. Розглянуто також пристрої релейного захисту та автоматики, що використовуються на розподільчих пристроях підстанцій.

У рамках реконструкції розподільчої мережі 6 кВ зроблено розрахунок КЛ-6. Також розглянуті заходи, які забезпечують безпеку і екологічність проекту.

ЗМІСТ

1. Коротка кліматична характеристика району

2. Характеристика технологічного процесу

3. Розрахунок електричних навантажень

3.1 Загальні відомості

3.2 Визначення розрахункових навантажень на ділянці флотаційних машин мережі 0,4 кв

3.3 Розрахункове навантаження на шинах 6 кв ру-1

4. Вибір числа і потужності цехових трансформаторів з урахуванням компенсації реактивної потужності.

4.1 Вибір оптимального числа цехових трансформаторів

4.2 Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності в трансформаторах

5. Схема внутрішнього електропостачання збагачувальної фабрики

5.1 Опис схеми внутрішнього електропостачання

5.2 Компенсація реактивної потужності

5.3 Вибір кабельних ліній по нагріванню тривало припустимим струмом

6. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтного обладнання

6.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кв

6.2 Вибір високовольтних вимикачів

6.3 перенапруг, що виникають при комутації індуктивних струмів вакуумними вимикачами

6.5 Вибір трансформаторів напруги

7. Низьковольтне електропостачання ділянки флотаційних машин

7.1 Схема цехової електричної мережі

7.2 Розрахунок електричних навантажень в мережі живлення і розподільної мережі дільниці

7.2.1 Розрахунок силової електричного навантаження в розподільній мережі

7.3 Визначення центру електричних навантажень

7.3.1 Вибір і розрахунок тролейних ліній

7.3.2 Розрахунок освітлювальних установок ділянки

7.3.3 Розрахунок освітлювальної мережі по допустимій втраті напруги

7.3.4 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі

7.3.5 Перевірка обраного перерізу освітлювальної мережі по нагріванню

7.3.6 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі з механічної міцності

7.4 Вибір перерізів проводів і жил кабелів по довго допустимому току

7.5 Розрахунок струмів короткого замикання

7.5.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання.

7.6 Перевірка вибраних провідників і апаратів на дію струмів кз

8. Розрахунок релейного захисту кабельних ліній 6 кв

9. Організація роботи з економії енергоресурсів на промисловому підприємстві

10. Безпека і екологічність

10.1 Екологічність

10.2 Економія ресурсів

10.3 Пожежна безпека

Висновок

Список використаних джерел

ВСТУП

Формування електричних систем здійснюється за допомогою електричних мереж, які виконують функції передачі енергії та електропостачання споживачів. З урахуванням цього і ведеться їх проектування.

Кордон між ЕС та споживачем - умовна і проводиться на договірній основі в спеціальних пунктах розподілу електричних мереж, тому в господарському плані до складу ЕС можуть входити електричні мережі самих низьких номінальних напруг (0,4 кВ), тоді як поняття споживач електроенергії може включати в себе мережі дуже високих напруг (220 і навіть 500 кВ).

Таким чином, організаційно споживачі електроенергії не входять до складу ЕС, але у зв'язку з найважливішою особливістю електроенергетичного виробництва - нерозривністю технологічного процесу виробництва та споживання електроенергії - і пов'язаним з цим сильним впливом електроприймачів на режими роботи енергосистеми в цілому і на якість відпускається електроенергії повинні розглядатися спільно з іншими елементами ЕС. Взаємовідносини споживача з ЕС включають в себе питання різного характеру: юридично-правові, техніко-економічні, оперативно-диспетчерські і т.д. Самі споживачі можуть характеризуватися структурою їх відомчої приналежності, розмірами споживання, складом приймачів електроенергії та їх технічними даними, режимами споживання і можливістю їх регулювання, вимогами до надійності електропостачання та ін

На сьогоднішній день однією з головних завдань енергетики є правильне та надійне електропостачання всіх споживачів якісною енергії. Надійність подачі електроенергії - один з найважливіших показників електропостачання. Будь-яке відключення електроенергії планове (для ревізії і ремонту) і особливо несподіване, аварійне - приносить величезний шкоди споживачеві і самої енергосистемі. Тому необхідно застосовувати ефективне і економічно доцільних заходів щодо забезпечення надійності подачі електроенергії.

Головним споживачем електроенергії є промисловість. В останні роки в країні чітко проглядається тенденція до стабілізації економіки, що неухильно веде до зростання енергоспоживання промисловими підприємствами.

Однак економічна криза зробила значний вплив практично на всі галузі економіки країни, в тому числі і на електротехнічну промисловість і на умови експлуатації обладнання електричних мереж.

Відповідно з цим в останні роки загострилася необхідність відновлення зношеного обладнання, заміна морально застарілого більш сучасним і надійним.

Таким чином, проблеми реконструкції та технічного переозброєння електричних мереж набувають з кожним роком все більшу актуальність і не повинні відсуватися на другий план. Цей проект передбачає розгляд одного з варіантів розширення електропостачання. Основним завданням проектування є підвищення надійності електропостачання споживачів шляхом заміни застарілого обладнання та зміни схем електроустановок підстанції, а також забезпечення можливості підключення нових споживачів.

КОРОТКА КЛІМАТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ

Таблиця 18 - Кліматичні умови району

Кліматичні умови

Розрахункова величина

Район за вітром

II

Нормативна швидкість вітру, м / сек

8

Район по ожеледі

III

Нормативна стінка ожеледі, мм

15

Нижча температура повітря, о С

-50

Середньорічна температура повітря, о С

-2,9

Вища температура повітря, о С

45

Число грозових годин на рік

20

Середньорічна швидкість вітру, м / сек

1,9

Кількість днів з вітром більше 10 м / сек,%

<30

Вага снігового покриву, кгс / м 2

50

Тривалість опалювального періоду, діб.

260

Температура гололедообразованія, о С

-10

Ступінь забруднення атмосфери

I

Нормативна глибина промерзання грунтів, м

3

Сейсмічність району, бал.

6

Глибина протаивания грунту на початок грозової діяльності, м

0,4

Еквівалентна питомий опір грунту в літній період, Ом × м

43

Еквівалентна питомий опір грунту в зимовий період, Ом × м

61

Характеристика технологічного процесу

Збагачувальна фабрика розрізу «Нерюнгринское» Південно-Якутського вугільного комплексу призначена для дроблення з наступним збагаченням коксівного вугілля з виділенням трьох продуктів: вугільного концентрату, промпродукту і відходів. Проект фабрики виконаний на базі обладнання, що поставляється Японськими фірмами.

Метод і технологічна схема збагачення обрані з урахуванням специфікації Нерюнгринское вугілля, що характеризуються непостійністю гранулометричного складу, надзвичайно важкою збагачуваності і дуже важкої флотуємості шламів.

Технологічна схема збагачення включає дроблення вугілля до крупності 0-30 мм з подальшим збагаченням в трехпродуктових тяжелосредних гідроциклонах і флотацію шламів. Розвантаження вугілля, що надходить з розрізу, проводиться в углепріемние ями, ємністю по 300 тонн, розташовані в блоках прийомних ям і 1-2 стадії дроблення. Рядове вугілля з бункерів пластинчастими живильниками ПТ-24 спрямовується на колосникові решітки з розмірами щілини 150 мм. Надрешітного продукт надходить на щокові дробарки СМД-60А, де дробиться до 200 мм. Дроблений вугілля, об'єднується з подрешетним продуктом і стрічковими конвеєрами спрямовується на грохоти циліндричні ГЦЛ-3, з яких шматки більше 100 мм системою жолобів направляються на зубчасті дробарки ДДГ10, де дробиться до 100 мм і конвеєрами подається в будівлю III стадії дроблення, де вступає у дві ділильні воронки, з яких живильники КТ14 через жолоби подаються на односітние грохоти фірми «Шенк» з розміром вічок сита 30 мм. Шматки більше 30 мм подаються на двухвалковие зубчасті дробарки фірми «Курімото».

Подрібнений і подрешетний вугілля розміром 0-30 мм похилими стрічковими конвеєрами транспортується до вузлів перевантаження на конвеєри, якими доставляються в акумулюючі бункери на позначку 42,8 м і за допомогою двох стрічкових конвеєрів на позначку 38,0 м розподіляється за трьома силосах загальною ємністю 30 тис . тонн, забезпечених дев'ятьма розвантажувальними воронками кожен.

Розвантаження силосів здійснюється за допомогою дозаторів безперервної дії ДН і живильників хитних КП-12 на стрічкові конвеєри, які розподіляють вугілля за трьома конвеєрів, що подає її в головний корпус на збагачення.

Головний корпус складається з трьох відділень: важких середовищ, флотації та фільтрації, фільтпрессов. Вугілля класу 0-30 мм потрапляє на три секції відділення важких середовищ. Після класифікації в багерзумпфах і дешламації на грохотах фірми «Шенк» вугілля класу 0,5-30 мм збагачується в тяжелосредних гідроциклонах ГТ-710/500.00. Продукти збагачення зневоднюються на грохотах фірми «Шенк» і центрифугах НЕ-1300 фірми «Гумбольд» ФРН. Порода класу 0,5-30 мм транспортується в бункери породи, шлам класу 0-0,5 мм насосами подається на відповідні три секції відділення флотації та фільтрації і збагачуються у флотаційних машинах фірми «Вемко» моделі 144 з виділенням трьох продуктів: флотоконцентрата, камерного промпродукту і флотохвостов.

Флотоконцентрат після пенопоглащенія зневоднюється на дискових вакуум «Аджістік». Камерний промпродукт після флокуляції зневоднюється на дискових вакуум «Аджістік». Флотохвости після згущення в згущувачах зневоднюються на фільтпрессах «палить» і конвеєром вантажаться в автосамоскиди і вивозяться на відвал. Зневоднені на грохотах, центрифугах і вакуум «Аджістік» концентрат і промпродукт класу 0-0,5 і 0,5-30 мм конвеєрами подаються в сушильне відділення, де розміщуються сушильні установки «киплячого шару» типу «Мак-Неллі». Вологі концентрат і промпродукт з головного корпусу надходять в 4 бункера ємністю 700 тонн кожен, звідки віброживильники подаються в сушильні камери. Великий висушений вугілля з сушильної камери вивантажується через роторні живильники конвеєрами і транспортується на склад готової продукції.

Вугільний пил уловлюється циклонами першої та другої ступенями уловлювання і після них скребковими конвеєрами подається у змішувачі на змішування із сирим вугіллям, після чого поступає також на склад готової продукції. Частина пилеконцентрата конвеєрами подається на молоткові млини в яких підсушується, подрібнюється і подається в камери згоряння.

Санітарна очистка газів здійснюється в мокрих пиловловлювачів скрубберах. Очищені гази через димову трубу викидаються в атмосферу.

Вступники на склад готової продукції концентрат, промпродукт і рядове вугілля з енергетичного комплексу катучих конвеєрами розподіляються за чотирма силосах, обладнаними хитними живильниками КЛ-20 для вивантаження вугілля на конвеєри, які подають його на вантажний пункт.

Плановане розширення системи електропостачання (СЕС) зачіпає відділення флотації та фільтрації. Де основну масу низьковольтного обладнання складають асинхронні електродвигуни великого спектру потужностей і кілька високовольтних асинхронних двигунів на 6 кВ потужністю по 500 кВт кожний.

Зважаючи на безперервності технологічного процесу як у відділенні флотації так і на підприємства в цілому і тризмінному режимі роботи електроприймачі (ЕП) беруть участь у процесі виробництва щодо забезпечення їх електричною енергією можна віднести до II категорії надійності, перерва електропостачання яких призведе до недоотпуск продукції і простою робочих, механізмів і промислового транспорту.

Розрахунок електричних навантажень

Загальні відомості

Першим кроком проектування системи електропостачання є визначення електричних навантажень. За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електрообладнання системи електропостачання, визначають втрати потужності та електроенергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати на систему електропостачання, експлуатаційні витрати, надійність роботи електрообладнання. В даний час використовується уточнений метод розрахунку електричних навантажень з використанням розрахункового коефіцієнта / 1 /.

Визначення електричних навантажень в системі електропостачання (СЕС) промислового підприємства виконують для характерних місць приєднання приймачів електроенергії. При цьому окремо розглядають мережі напругою до 1 кВ і вище / 3 с. 41 /.

Номінальна (встановлена) активна потужність приймача електроенергії - це потужність, вказана на табличці або паспорті приймача електроенергії, при якій приймач електроенергії повинен працювати.

Номінальну потужність (активну P ном і реактивну Q ном) групи електроприймачів (ЕП) визначають як алгебраїчну суму номінальних потужностей окремих приймачів, приведених до тривалості включення ПВ = 1.

Групова номінальна (встановлена) активна потужність:

, (114)

де n - число електроприймачів.

Групова номінальна реактивна потужність:

(114)

Середні активні і реактивні потужності характерною групи ЕП:

,

. (114)

Сумарні значення середньої активної та реактивної потужності групи ЕП:

,

. (114)

де m - число характерних категорій ЕП.

Визначається середньозважений коефіцієнт використання групи ЕП:

. (114)

Визначається ефективна кількість ЕП:

, (114)

якщо виявиться, що ефективна кількість ЕП більше фактичного числа ЕП, то приймаємо .

У залежності від середньозваженого коефіцієнта використання та ефективного числа ЕП по кривим, представленим в / 1 / визначається коефіцієнт розрахункового навантаження .

Розрахункова активна потужність груп ЕП напругою до 1 кВ:

, (114)

Розрахункова реактивна потужність:

При і . (114)

При > і . (114)

До розрахункових силовим навантаженням Р р.с і Q pc додаються освітлювальні навантаження Р р.о і Q po.

(114)

(114)

Повна розрахункова потужність.

(114)

Визначення розрахункових навантажень на ділянці флотаційних машин мережі 0,4 кВ

Розділимо всі ЕП на характерні групи з однаковою активною потужністю p ном, коефіцієнтом використання до й tg j. Подальші розрахунки покажемо на прикладі характерною групи насосів типу WDF200L c номінальною потужністю 30 кВт, коефіцієнтом використання 0,7, tg  рівним 0,88 і кількістю 10 шт.

Номінальна активна потужність характерною групи насосів WDF200L:

P ном = 30 × 10 = 300 кВт.

Номінальна реактивна потужність характерною групи насосів WDF200L:

Q ном = 300 × 0,88 = 264 квар.

Середня активна потужність характерною групи насосів WDF200L:

P C = 300 × 0.7 = 210 кВт.

Середня реактивна потужність характерною групи насосів WDF200L:

Q C = 210 × 0.88 = 184 квар.

Подібні розрахунки проведемо для кожної характерною групи ЕП, а результати зведемо в таблицю 2. За знайденими сумарних значень середньої активної та реактивної потужності в таблиці 2 розрахуємо середньозважений коефіцієнт використання та ефективне число ЕП.


Таблиця 18 - Розрахунок електричних навантажень на ділянці флотаційних машин

Сумарна встановлена ​​активна потужність групи ЕП:

S Р ном = 2605 кВт.

Номінальна потужність найбільш потужного ЕП:

Р ном. Max = 75 кВт.

Сумарна середня активна потужність групи ЕП:

Р S ср04 = 2003 кВт.

Сумарна середня реактивна потужність групи ЕП:

Q S ср04 = 1387 кВт.

Середньозважений коефіцієнт використання групи ЕП:

.

Ефективне число ЕП на 0,4 кВ:

.

Коефіцієнт розрахункової навантаження на 0,4 кВ знаходимо за кривими / 1 /.

До Р04 = 1

Розрахункова активна потужність групи ЕП на 0,4 кВ

Розрахункова реактивна потужність групи ЕП на 0,4 кВ

Q Р04 = Q S ср04 = 1387 квар

Номінальна потужність світильників:

Р ном = 160 кВт

Коефіцієнт попиту освітлення:

До С.О = 0,95

Реактивна потужність використовуваних установок освітлення tg f о = 0,3.

Розрахункова освітлювальна навантаження:

Розрахункове навантаження в мережі 0,4 кВ становить:

Р р = Р Р04 + Р р.о = 2003 + 152 = 2155 кВт

Q р = Q Р04 + Q р.о = 1387 + 45,6 = 1432,6 квар

Подібні розрахунки проводимо по всіх ділянках відділення флотації та фільтрації і заносимо в таблицю 3.


Таблиця 18 - Електричні навантаження відділення флотації

Розрахункове навантаження на шинах 6 кВ РУ-1

Розрахункова потужність на шинах 6-10 кВ розподільчих і головних підстанцій визначається з урахуванням коефіцієнта одночасності, значення якого приймається по / 1, табл. 4 / залежно від середньозваженого коефіцієнта використання і числа приєднань до збірних шин розподільчого пристрою.

P p =  P c × K o, (114)

Q p =  Q c × K o, (114)

. (114)

Розрахунки електричної потужності для відділення флотації та фільтрації представлені в додатку 3.

Вибір числа і потужності цехових трансформаторів з урахуванням компенсації реактивної потужності

Кількість цехових ТП безпосередньо впливає на витрати на розподільчі пристрої напругою 6-20 кВ і внутрішньозаводські і цехові електричні мережі. Так при зменшенні числа ТП (тобто при збільшенні їх одиничної номінальної потужності) зменшується число осередків РУ, сумарна довжина ліній і втрати електроенергії та напруги в мережах 6-20 кВ, але зростає вартість мереж напругою 0,4 кВ і втрати в них . Збільшення числа ТП, навпаки, знижує витрати на цехові мережі, але збільшує число осередків РУ 6-20 і витрати на мережу 6-20 кВ. При певній кількості трансформаторів з номінальною потужністю S ном.т можна домогтися мінімуму приведених витрат при забезпеченні заданої ступеня надійності електропостачання. Такий варіант буде оптимальним, і його слід розглядати як остаточний / 3, с.101 /.

Вибір оптимального числа цехових трансформаторів

Мінімальне число цехових трансформаторів N min однакової потужності S ном.т, призначених для харчування технологічно пов'язаних навантажень, визначається за формулою

, (114)

де Р р - розрахункова активна потужність технологічно пов'язаних навантажень;

К з - рекомендований коефіцієнт завантаження трансформатора;

 N - добавка до найближчого цілого числа.

Економічно оптимальне число трансформаторів N опт визначається питомими витратами З * на передачу реактивної потужності і відрізняються від N min на величину m

N опт = N min + m (114)

де m - додатково встановлені трансформатори;

З * = Кз · З * тп (114)

При відсутності достовірних вартісних показників для практичних розрахунків допускається вважати З * тп = 0,5 і тоді nопт визначати приймаючи значення m в залежності від N min

Отже m = 0, відповідно

N опт = 8 + 0 = 8

Найбільшу реактивну потужність, яку доцільно передати через трансформатори в мережу напругою 0,4 кВ, визначають за формулою

, (114)

де Р р - активна розрахункове навантаження;

.

Сумарна потужність конденсаторних батарей на напругу 0,4 кВ складе

, (114)

Q p - реактивна розрахункове навантаження.

Якщо в розрахунках виявиться, що Q нк1 <0, то установка батарей конденсаторів при виборі оптимального числа трансформаторів не потрібно.

Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності в трансформаторах

Додаткова потужність Q нк2 НБК для групи трансформаторів визначається за формулою:

Q нк2 = Q р - Q нк1 -  × N тр × S ном.т. (114)

де  - розрахунковий коефіцієнт, що залежить від розрахункових параметрів До р1 і К р2 і який за відсутності достовірних даних можна прийняти рівним 0,4 по / 3 с. 107 /.

Установка НБК 2 не потрібно, тому що Q нк2 <0.

Встановлюємо 8 НБК типу УКМ58-0 ,4-200-33У3.

При потужності НБК Q НБК = 200 квар на нижчій стороні одного трансформатора загальна скомпенсированная потужність ділянки

Нескомпенсованих реактивна потужність

Схема внутрішнього електропостачання збагачувальної фабрики

Опис схеми внутрішнього електропостачання

Рис. 1. Структурна схема внутрішнього електропостачання.

Внутрішньозаводське електропостачання збагачувальної фабрики здійснюється за допомогою електричної мережі напругою 6 кВ виконаної за радіальною схемою, кабельними лініями прокладеними в повітрі в кабельних коробах.

Компенсація реактивної потужності

Компенсація реактивної потужності (КРП) є невід'ємною частиною завдання електропостачання промислового підприємства. Компенсація реактивної потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії в мережах промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.

Установку окремих високовольтних батарей конденсаторів (ВБК) рекомендується передбачати на тих РП, де реактивне навантаження відстала і є технічна можливість такого приєднання.

Сумарна реактивна потужність ВБК розподіляється між окремими РП пропорційно їх невідшкодованою реактивної навантаженні на шинах 10 (6) кВ і округляється до найближчої стандартної потужності комплектних конденсаторних установок (ККУ).

До кожної секції РП рекомендується підключати ККУ однакової потужності, але не менше 1000 квар. При меншій потужності батареї її доцільно встановлювати підстанції.

Для підвищення коефіцієнта потужності електроустановок застосовуються конденсаторні установки (КУ), які призначені для автоматичної компенсації реактивної потужності навантажень споживачів в мережах загального призначення.

КУ є осередки, у яких розміщені апаратура управління, вимірювання та сигналізації і конденсатори, з'єднані за схемою трикутника.

Автоматичне відключення конденсаторів при перевантаженні по струму за рахунок підвищення напруги і зовнішніх гармонік в установках забезпечує електротоковое реле. Захист від струмів короткого замикання здійснюється плавкими запобіжниками. Для включення і відключення ступенів в установках застосовані магнітні пускачі. Установки оснащені регулятором і можуть працювати в режимі автоматичного та ручного управління. Є індикатори, які вказують стан установки в процесі її експлуатації.

Зробимо розрахунок оптимальної потужності компенсуючих пристроїв на РУ-1.

Необхідна потужність компенсуючих пристроїв на РУ -1 визначається виходячи з балансу між генерується і споживаної реактивними потужностями:

, (114)

де Q ку - потужність компенсуючих пристроїв, квар;

Q С - потужність, що видається системою, квар;

Q н - потужність навантаження, квар.

Реактивна потужність навантаження на РУ - 1 визначається як сума нескомпенсований реактивної потужності з боку 0,4 кВ та споживаної реактивної потужності асинхронними двигунами.

Нескомпенсованих реактивна потужність з боку 0,4 кВ, певна раніше, дорівнює Q неск.04 - 3200 квар.

Реактивна потужність АД визначається за формулою:

, (114)

де Q пекло S - Споживана реактивна потужність всіх АТ, квар;

Р пекло - активна потужність одного АТ, кВт;

tg f пекло - коефіцієнт потужності АТ, рівний для цієї моделі

tg f пекло = 0,484;

N пекло - кількість АТ.

.

Реактивна потужність споживання на РУ - 1:

. (114)

Необхідна потужність КУ на РУ - 1:

, (114)

де Р ру1 - активна потужність навантаження на РУ - 1 (визначена в розділі 1).

Потужність КУ на одну секцію:

, (114)

де N с - кількість секцій на РУ-1.

Приймається для установки на одну секцію комплектне компенсує пристрій УКЛ56-6 ,3-450У3.

Повна потужність КУ на РУ - 1:

.

Повна некомпенсированная реактивна потужність на РУ - 1:

, (114)

.

Вибір кабельних ліній по нагріванню тривало припустимим струмом

Для забезпечення нормальних умов роботи лінії треба вибирати таке перетин провідника для якого допустимий струм більше або дорівнює найбільшому струму в лінії.

Переріз жил кабелів по нагріванню тривалим розрахунковим струмом. При цьому має дотримуватися співвідношення

I p ≤ До п1 × К п2 × I д, (114)

де К п1 - поправочний температурний коефіцієнт;

До п2 - поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості паралельно кабелів, які прокладаються і від відстані між ними.

I д - допустимий струм для провідника прийнятої марки і умов його прокладки.

Значення допустимих тривалих струмових навантажень складені для нормальних умов прокладання провідників: температура повітря +25 ° С, землі +15 ° С і за умови, що в траншеї покладений тільки один кабель.

Якщо монтаж кабелів виконаний на лотках щільною групою, то поправочний коефіцієнт К п2 можна знайти за формулою / 9 с.18 /:

, (114)

де n - загальне число кабелів у групі;

m - число шарів у групі;

А - для неброньованих кабелів А = 1, а для броньованих відповідно при одношарової, двошаровою і тришарової прокладці А = 1,08; 1,15; 1,2.

Коефіцієнт К п1 можна знайти за формулою:

, (114)

де Т м - максимально допустима температура жили;

Т 01 - розрахункова температура навколишнього середовища;

Т 02 - змінена температура навколишнього середовища, для якої необхідно перерахувати струм навантаження.

I доп ≥ I нб, (114)

При перевірці на нагрів приймається півгодинної максимум струму найбільший з середніх півгодинних струмів, тобто I нб - це найбільший з середніх за півгодини струмів даної лінії. Для ПЛ перевіряються нормальні, післяаварійні і ремонтні режими.

Для кабельних ліній до 10 кВ можна перевищити I доп при перевантаженнях або аваріях, якщо найбільший струм попереднього навантаження лінії в нормальному режимі був не більше 80% допустимого / 6, табл. 1.3.1 /, тобто за умови

0,8 I доп ≥ I нб, (114)

У післяаварійних режимах кабельних ліній перевантаження допускається до 5 діб і визначається умовою

K ав I доп ≥ I ав.нб, (114)

де I ав.нб - найбільший з середніх півгодинних струмів в післяаварійному режимі;

K ав - коефіцієнт перевантаження в післяаварійному режимі, що показує на скільки можна перевищувати I доп.

Залежно від умов прокладання кабелю, попереднього навантаження в нормальному режимі і тривалості найбільшого навантаження До ав визначається по / 6, табл. 1.3.1 /.

Вибір здійснимо на прикладі КЛ з'єднує РУ-1 і КТП-1 трьома фідера.

Кабель типу АВВГ (3х240) має перетин 240 мм 2, прокладений в повітрі при температурі 10 ° С, тривало допустимий струм у відповідності з / 7, табл. 7.10 / I доп.табл = 470 А, а допустима температура Θ доп = 65 ° С.

Розрахунки представлені в додатку 5.

Результати перевірка інших кабельних ліній зведена в таблицю 4.


Таблиця 18 - Вибір кабельних ліній за умов нагрівання в нормальному і післяаварійному режимах

Розрахунок струмів короткого замикання І ВИБІР високовольтного обладнання

Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кВ

Коротким замиканням називають всяке випадкове або навмисне, не передбачене нормальним режимом роботи електричне з'єднання різних точок електроустановки між собою або з землею, при якому струми в апаратах і провідниках, що примикають до місця з'єднання, різко зростають, перевищуючи, як правило, розрахункові значення нормального режиму.

При розрахунку струмів коротких замикань в електроустановках змінного струму напругою понад 1 кВ допускається:

  1. Не враховувати зсув по фазі ЕРС різних синхронних машин і зміна їх частоти обертання, якщо тривалість КЗ не перевищує 0,5 с;

  2. Не враховувати міжсистемні зв'язку, виконані за допомогою електропередачі (вставки) постійного струму;

  3. Не враховувати поперечну ємність повітряних ліній електропередачі напругою 110 - 220 кВ, якщо їх довжина не перевищує 200 км, і напругою 330 - 500 кВ, якщо їх довжина не перевищує 150 км;

  4. Не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;

  5. Не враховувати струм намагнічування трансформаторів і автотрансформаторів;

  6. Не враховувати вплив активних опорів різних елементів вихідної розрахункової схеми на амплітуду періодичної складової струму КЗ, якщо активна складова результуючого еквівалентного опору розрахункової схеми щодо точки КЗ не перевищує 30% від індуктивної складової результуючого еквівалентного опору;

  7. Наближено враховувати загасання апериодической складової струму КЗ, якщо вихідна розрахункова схема містить декілька незалежних контурів;

  8. Наближено враховувати електроприймачі, зосереджені в окремих вузлах вихідної розрахункової схеми;

  9. Приймати чисельно рівними активний опір і опір постійному струму будь-якого елемента вихідної розрахункової схеми.

При розрахунку початкового діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ в електроустановках напругою понад 1 кВ в вихідну розрахункову схему повинні бути введені всі синхронні генератори і компенсатори, а також синхронні і асинхронні електродвигуни потужністю 100 кВт і більше, якщо між електродвигунами і точкою КЗ відсутні струмообмежуючі реактори або силові трансформатори.

При розрахунку початкового діючого значення періодичної складової струму КЗ аналітичним методом за прийнятою вихідної розрахункової схемі попередньо складається еквівалентна схема заміщення, в якій асинхронні машини представляються приведеними до базисної ступені напруги сверхпереходнимі опорами і сверхпереходнимі ЕРС.

Параметри схеми заміщення визначаються в іменованих одиницях щодо шин 6 кВ.

Опір системи при заданому струмі вимкнення вимикача на початку ВЛ 110 кВ I отк.ном = 3,25 кА:

(114)

Індуктивний опір ВЛ 110 кВ наведене до шин 6 кВ.

, (114)

Опору обмоток триобмоткового трансформатора розраховуються за формулами:

Активне

, (114)

де Δ Р к - втрати в трансформаторі, МВт;

S ном.т - потужність трансформатора, МВА.

Індуктивне:

, (114)

де і К.В - напруга короткого замикання обмотки ВН,%.

Сверхпереходное індуктивний опір асинхронного електродвигуна визначається за формулою / 2, с.120, табл. 2.41 /:

, (114)

де S ад.ном - номінальна потужність асинхронного електродвигуна, МВА.

Опір постійному струму обмотки статора асинхронного електродвигуна обчислюється за формулою / 2, с.125, ф.2.168 /:

, (114)

де s ном - номінальна ковзання асинхронного електродвигуна,%.

Сверхпереходная ЕРС асинхронних електродвигунів в момент, що передує КЗ, визначається за формулою:

, (114)

де Х''АТ - сверхпереходное індуктивний опір електродвигуна, Ом;

U (0) - напруга (фазна) в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кВ.

I (0) - струм в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кА.

Опору кабельних ліній прокладених кабелем ААВГ 3 (3х 185) з питомими параметрами r 0 = 0,159 Ом / км і x 0 = 0,073 Ом / км, кабельних ліній прокладених кабелем ААШВ 3х150 r 0 = 0,206 Ом / км і x 0 = 0,074 Ом / км і кабелем ААШВ 3х70 r 0 = 0,443 Ом / км і x 0 = 0,08 Ом / км.

Вплив комплексної навантаження на струм КЗ не враховується, тому що струм у місці КЗ від того навантаження становить менше 5% струму в місці КЗ, визначеного без урахування навантаження.

Початкове діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ визначається за формулою:

(114)

Також початкове діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ визначається за формулою:

(114)

де U (0) - напруга (лінійне) в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кВ.

Рис. 14 Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К1

Рис. 14. Схема заміщення після перетворень

Найбільше значення апериодической складової струму КЗ в загальному випадку приймається рівним амплітуді періодичної складової струму в початковий момент КЗ / 6, с.45, ф.5.9 /, тобто

(114)

Апериодическая складова струму КЗ в довільний момент часу визначається за формулою / 6, с.45, ф.5.10 /:

, (114)

де Т а.ек - постійна часу загасання апериодической складової струму КЗ, о.е.; вона визначається за формулою:

, (114)

де Х ек - результуюче еквівалентний опір схеми заміщення при обліку в ній різних елементів розрахункової схеми тільки індуктивними опорами, тобто при виключенні всіх активних опорів, Ом;

R ек - результуюче еквівалентний опір схеми заміщення при виключенні з неї всіх індуктивних опорів, Ом.

При розрахунку ударного струму КЗ з метою перевірки провідників і електричних апаратів за умовами КЗ припустимо вважати, що амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент настання ударного струму дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.

Ударний струм визначається за формулою:

, (114)

де К уд - ударний коефіцієнт.

Оскільки відношення X ек / R ек> 5, ударний коефіцієнт припустимо визначати за формулою / 6, с.48, п.5.4.4. /:

(114)

При визначенні ударного струму з боку асинхронних двигунів необхідно врахувати зміну періодичної складової з часом. У наближених розрахунках для визначення діючого значення періодичної складової струму КЗ від асинхронних електродвигунів у довільний момент часу при радіальній схемі потрібно застосовувати метод типових кривих / 6, с.50, п.5.5.3. /.

Електрична віддаленість точки КЗ від асинхронної машини характеризується ставленням діючого значення періодичної складової струму електродвигуна в початковий момент КЗ до його номінального струму:

, (114)

де I ад.ном - номінальний струм асинхронного електродвигуна, кА.

Використовуючи типові криві для асинхронного електродвигуна, періодична складова в довільний момент часу визначається за формулою:

, (114)

де γ t. пекло - параметр, який визначається за типовою кривої по / 6, с.55, рис. 5.9 /.

Рис. 14. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К2

Рис. 14. Схема заміщення після перетворень

Рис. 14. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К3

Рис. 14. Схеми заміщення

Розрахунок діючого значення періодичної складової струму КЗ в довільний момент часу від групи асинхронних електродвигунів з урахуванням впливу віддаленого від розрахункової точки КЗ джерела енергії, пов'язаних з точкою КЗ загальним для цього джерела і електродвигунів опором (гілка КЗ) проводиться в такій послідовності:

обчислюється періодична складова струму від еквівалентного електродвигуна в початковий момент КЗ:

, (114)

де Е''0.ад - початкове значення сверхпереходной ЕРС еквівалентного електродвигуна, кВ;

Е з - ЕРС віддаленого джерела енергії (системи), кВ;

Z 1 - опір з боку системи, Ом;

Z 2 - опір з боку еквівалентного електродвигуна, Ом;

Z к - загальний опір, Ом.

визначається значення величини, що характеризує електричну віддаленість розрахункової точки КЗ від еквівалентного електродвигуна;

по знайденому значенню електричної віддаленості на типовий діаграмі / 6, с.58, рис. 5.13. / Вибирається відповідна типова крива і для заданого моменту часу t визначається коефіцієнт;

з використанням цього коефіцієнта визначається діюче значення періодичної складової струму еквівалентного електродвигуна в момент часу t:

(114)

обчислюється шукане діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ в момент часу t:

(114)

Рис. 14. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К4

Рис. 14. Схеми заміщення

Розрахунки струмів КЗ в додатку 6.1.

Для обмеження струмів КЗ необхідно зробити вибір токоограничивающих реакторів. Вибір параметрів реакторів і техніко-економічне обгрунтування застосування їх для обмеження струмів КЗ в розподільній мережі проводять при розробці схеми електропостачання промислового підприємства. Оптимальне значення розрахункового струму КЗ слід визначати з урахуванням економічного чинника (мінімум витрат на електрообладнання і провідники) і забезпечення необхідної якості електроенергії (обмеження відхилень і коливань напруги при резкопеременних поштовхових навантаженнях). Як правило, струм КЗ в мережах промислових підприємств повинен дозволяти застосування КРУ серійного виробництва.

Розрахунки струмів КЗ після вибору реактора в додатку 6.2.

Проведемо розрахунки струмів КЗ у вищевказаних точках та їх значення введемо в таблицю 5.

Таблиця 18 - Значення струмів КЗ в різних ділянках мережі



К1

К2

К3

К4



З боку харчування

З боку АТ

З боку харчування

З боку АТ



До установки реактора

Періодична складова в початковий момент, кА

14, 6

0,322

13,01

0,322

13,38

13,18


Апериодическая складова в початковий момент, кА

20,65

0,455

18,59

0,456

18,93

18,64


Апериодическая складова в момент часу t, кА

3,857

0,146

0,09

0,017

0,05

0,02


Ударний струм, кА

39,12

0,701

28,24

0,662

27,45

26,65

Після установки реактора

Періодична складова в початковий момент, кА

8,55

0,322

8,069

0,322

8,364

8,26


Апериодическая складова в початковий момент, кА

12,09

0,455

11,41

0,456

11,82

11,68


Апериодическая складова в момент часу t, кА

4,53

0,146

0,029

0,701

0,018

0,01


Ударний струм, кА

23,41

0,701

19,08

0,662

18,44

18,11

Вибір високовольтних вимикачів

Вимикачі вибираються:

1) За номінальній напрузі вимикача установки

U вуст   U ном, (114)

2) За номінальному струму вимикача установки з урахуванням можливого збільшення струму в найближчі роки

I норм   I ном; I max   I ном, (114)

3) За відключає здібності. Розрахунок I п, 0 проводиться для найбільш важкого випадку при трифазному КЗ

I п, 0   I про, ном, (114)

4) За апериодической складової струму КЗ в момент розбіжності контактів, яка повинна дорівнювати або бути меншою допустимого значення апериодической складової за даними, що гарантується заводом-виробником

, (114)

де β ном% - номінальне утримання апериодической складової,%, визначається як відношення апериодической складової до діючого значення періодичної складової струму КЗ в момент припинення зіткнення дугогасильних контактів вимикача. Приймається по кривій / 2, с.155, мал. 2.37 /

5) За електродинамічної стійкості. Амплітудне значення ударного струму при включенні на КЗ має дорівнювати або менше найбільшого піку струму включення вимикача

i у   i вкл.наіб, (114)

6) За термічної стійкості

B k   I 2 тер t тер, (114)

Для перевірки вимикача на термічну стійкість необхідно розрахувати тепловий імпульс:

, (114)

де В к - теплової імпульс, кА 2 × с;

I п, 0 - діюче значення періодичної складової початкового струму КЗ, кА;

t отк - час відключення, с;

Час відключення знаходиться з виразу:

, (114)

де t рз - час дії релейного захисту, с;

t ів - час відключення вимикача, с.

Приймають t рз = 0,1 с для U н = 6-20 кВ;

7) За умовами експлуатації вимикача, які повинні відповідати вимогам каталогу на вимикач.

8) За необхідної механічної та комутаційної зносостійкості вимикача, яка повинна відповідати даним, гарантованим каталогом.

9) На вимогу до приводу вимикача.

10) За часових параметрів вимикача (час включення і відключення, бестоковую паузи циклу АПВ), які повинні відповідати вимогам експлуатації.

11) На вимогу ПВН (крива перехідного напруги, що відновлюється (ПВН) не повинна перетинатися з нормованими кривими ПВН.

Значення нормованих характеристик власного перехідного напруги, що відновлюється, а також значення нормованих (граничних) швидкостей напруги, що відновлюється для вимикачів з U ном до 35 кВ включно для різних значень відключається струму КЗ в мережі наведено в / 2, с.151, табл.2.60 /.

В електричних мережах промпідприємств при перевірці відключає здібності вимикачів за умовами напруги, що відновлюється потрібно, щоб швидкість напруги, що відновлюється в ланцюзі установки вимикача не перевищувала граничних нормованих значень, допустимих для даного вимикача.

Швидкість напруги, що відновлюється може бути визначена за формулою:

, (114)

де I п0 - періодична складова відключається струму КЗ, кА;

Z л - хвильовий опір лінії, Ом, при одному дроті у фазі рівне 450 Ом;

n - число ліній, які залишаються в роботі після відключення КЗ;

К с - коефіцієнт, що враховує вплив ємності в в розглянутій мережі. Залежить від параметра А рівного

, (114)

де С - ємність мережі, Ф, визначається за формулою:

, (114)

де n т - число підключених трансформаторів;

З 0 - ємність кабельних ліній, що не враховуються в числі n л;

Х - індуктивний опір, прийняте при розрахунку КЗ, Ом.

Вступні вимикачі - вакуумні типу ВВТЕ-10-20УХЛ2

Лінійні вимикачі - ВВТЕ-10-10УХЛ2

Секційні вимикачі - вакуумні типу ВВТЕ-10-20УХЛ2

Перевірку здійснимо на прикладі вступних вимикачів

Таблиця 18 - Вибір високовольтних вимикачів

Перенапруги, що виникають при комутації індуктивних струмів вакуумними вимикачами

При комутаціях індуктивних струмів вакуумних вимикачів можуть виникати перенапруги, зумовлені: зрізом струму, багаторазовими повторним запаленням і трифазним одночасним відключенням. Перенапруги ці, внаслідок імовірнісного характеру процесів у вимикачі, визначаються статистичними співвідношеннями, залежними від схеми і параметрів комутованій мережі.

Найбільшу небезпеку представляють собою комутаційні перенапруги для електродвигунів, які мають знижені, в порівнянні з трансформаторами, рівні ізоляції і особливо знижену імпульсну міцність обмотки при впливі хвиль з крутим фронтом.

Хвильові опору двигунів приблизно на два порядки нижче, ніж у трансформаторів, тому рівні перенапруг при звичайному зрізі струму також значно нижче. Проте включення двигуна або відключення його пускового струму, як правило, супроводжується багаторазовими повторним запаленням і впливами хвиль перенапруг з крутим фронтом. При певному поєднанні параметрів схеми і початкових умов спостерігається поступове наростання максимумів хвиль (ескалація напруги), при якому вони можуть досягати 5-кратних значень по відношенню до фазного напрузі двигуна.

Для захисту електрообладнання від комутаційних перенапруг застосовуються нелінійні обмежувачі перенапруг (ОПН), які складаються з нелінійних резисторів, укладених в ізоляційну покришку. Резистори виконані з послідовно-паралельно включених керамічних резисторів на основі окису цинку.

Захисна дія обмежувача обумовлено тим, що при появі небезпечного для ізоляції перенапруги внаслідок високої нелінійності резисторів через ОПН протікає значний імпульсний струм, в результаті чого перенапруження знижується до рівня, безпечного для ізоляції, яке захищається.

В даний час запропоновані наступні технічні рішення щодо схем захисту від перенапруг електрообладнання 6 - 10 кВ, комутованого вакуумними вимикачами, в установках промислових підприємств / 2, с.237 /:

1) Для захисту трансформаторів загального призначення з полегшеною ізоляцією (сухі, литі) у вводів трансформатора між кожною фазою і землею повинен бути приєднаний ОПН для відповідного класу напруги.

2) Для захисту електродвигунів між затискачами кожної фази двигуна і землею повинні встановлюватися послідовні RC - ланцюжка з параметрами R = 50 Ом і С = 0,25 мкФ. Між затискачами і землею в електродвигунів вище 1000 кВт додатково до RC - ланцюжку повинні встановлюватися ОПН для відповідного класу напруги.

3) Для електрообладнання напругою 6 - 10 кВ з нормальною ізоляцією (маслонаповнені трансформатори) ніяких додаткових засобів захисту не має.

Перевагами ОПН є можливість глибокого обмеження перенапруг, у тому числі міжфазних, малі габарити, що дозволяють використовувати їх в якості опорних ізоляційних колон, більша пропускна здатність. Рівень обмеження комутаційних перенапруг за допомогою ОПН становить (1,65 ÷ 1,8) U ф.

Обмежувачі перенапруг вибираються по номінальному напрузі, яка повинна дорівнювати номінальній напрузі мережі.

Для захисту асинхронних електродвигунів від комутаційних перенапруг приймається обмежувач типу ОПН - 6 / 7, 2 - 10 (I), де 6 - клас напруги мережі, кВ; 7,2 - максимальне чинне тривалий робоча напруга обмежувача, кВ; 10 - номінальний розрядний струм , кА; (I) - група розрядного струму (по стійкості до імпульсу великої тривалості).

Трансформатори струму вибираються по класу напруги і максимальному робочому струму. Номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого, так як недовантаження первинної обмотки призводить до збільшення похибок. Також трансформатори струму вибираються по конструкції і класу точності і перевіряються по динамічній стійкості, по термічній стійкості і за вторинної навантаженні.

Для вибору та перевірки трансформаторів струму складаємо таблицю підключаються до них приладів, визначивши для них необхідні класи точності. Трансформатори струму, призначені для для живлення лічильників електроенергії, повинні мати клас точності не нижче 0,5. Допускається для цієї мети використання ТТ класу точності 1,0, але за умови, що фактична похибка відповідає класу 0,5 / 9, с. 322, п.33.2.5. /. Клас вимірювальних трансформаторів встановлюють залежно від класу приладів: для підключення приладів классов1, 0 і 1,5 - трансформатори класу 0,5. / 11, с.76, табл.1.6.1. /

Встановлювані прилади приймаються відповідно до таблиць 4.11 і П 4.7 / 10 /. Значення потужності, споживаної приладами, наведені в таблиці 7.

Таблиця 18 - Прилади, що підключаються до трансформатора струму введення КЛ

Найменування приладу

Тип

приладу

Навантаження на фазу, ВА



Фаза А

Фаза В

Фаза З

Амперметр

Е-377

0,5

0

0,5

Лічильник Р

СА4-І682

2,5

0

2,5

Лічильник Q

СР4-І689

2,5

0

2,5

Разом:

5,5

0

5,5

Опір навантаження (Z 2) визначається за формулою:

(114)

де Z к = 0,1 Ом - перехідний опір контактів;

Z приб - сума опорів послідовно включених обмоток приладів і реле, Ом, яка визначається за формулою:

, (114)

де å S - сумарна потужність, споживана приладами по струму в самій навантаженої фазі, В · А;

I н - номінальний вторинний струм трансформатора струму, А;

Z пров - опір з'єднувальних проводів, Ом, яке визначається за формулою:

, (114)

де ρ = 0,0283 - питомий опір алюмінію Ом × м;

S - переріз проводу, мм 2;

l - розрахункова довжина дроту, при трьох трансформаторах струму рівна довжині кабелю, м.

Порівнюючи параметри, отримані при розрахунках і довідкові дані приймається трансформатор струму ТОЛ-10 ХЛ3-0, 5/10Р з коефіцієнтом трансформації 300 / 5.

Решта трансформатори струму вибираються за такою ж методикою.

Умови вибору трансформатора струму наведено в таблиці 8.



Таблиця 18 - Вибір трансформаторів струму

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги (ТН) вибираються по класу напруги, класу точності та вторинної навантаженні.

Для живлення лічильників електроенергії використовуються ТН класу 0,5.

Потужність, споживана приладами в нормальному режимі, визначається за таблицею 9.

Таблиця 18 - Прилади ланцюгів напруги ТН-6 1СШ

Присое-нання

Прилад

Тип

S однієї обмотки, ВА

Число обмоток

cos

sin

Число приб.

Загальна потужність









Р, Вт

Q, вар

Шини 6 кВ.

вольтметр показує

Е-377

2

1

1

0

1

2

0


вольтметр регистрир

Е-372

3

1

1

0

1

3

0

Введення

Лічильник Р

І-682

3

2

0,38

0,93

1

2,3

4,8


Лічильник Q

І-689

3

2

0,38

0,93

1

2,1

5

Лінії

6 кВ

Лічильник Р

І-682

3

2

0,38

0,93

5

11,5

24


Лічильник Q

І-689

3

2

0,38

0,93

5

10,5

25

Разом








31,4

58,8

Сумарна потужність вимірювальних приладів визначається за формулою:

S пр = × ВА (114)

Сумарна потужність вимірювальних приладів c урахуванням висновку в ремонт другого трансформатора напруги визначається за формулою:

S пр S = S пр × 2 = × 2 = 133,3 ВА

Вибираються два трансформатора напруги НТМИ 6-66У3

Паспортні дані трансформатора напруги:

Номінальна напруга, кВ 6

Номінальна напруга основної вторинної обмотки, В 100

Номінальна потужність в класі точності 0,5, ВА 75

Гранична потужність, ВА 630

Схема з'єднання Y / Y /  -0

Умови вибору трансформатора напруги наведені в таблиці 10.

Таблиця 18 - Вибір трансформатора напруги 6 кВ

Розрахункові дані

Довідкові дані

Умови вибору

U вуст = 6 кВ

U ном = 6 кВ

U вуст £ U ном

= 133,3 В · А

= 150 В · А

£

Згідно ПУЕ втрати напруги в контрольному кабелі, що живлять ланцюзі напруги лічильників повинні складати не більше 0,5%, а ланцюга напруги щитових вимірювальних приладів - не більше 1,5%

Струм вторинної навантаження трансформатора напруги:

I 2 = S 2 / U 2 = 133,3 / 100 = 1,33 А

Опір з'єднувальних проводів:

R п =   × L / S = 0.0283 × 15 / 2.5 = 0.17 Ом,

де  - питомий опір міді, Ом × м;

S - переріз проводу, мм 2;

L - розрахункова довжина дроту, при з'єднанні обмоток в зірку рівна довжині кабелю, м.

Втрата напруги в кабелі:

          

 U = %

Умова перевірки по допустимій втраті напруги виконано

7. Низьковольтне електропостачання ділянки флотаційних машин

7.1 Схема цехової електричної мережі

Мережі напругою до 1 кВ служать для розподілу електроенергії усередині цехів промислових підприємств, а також для живлення деяких ЕП, розташованих за межами цеху на території підприємства. Схема внутрішньоцехової мережі визначається технологічним процесом виробництва, плануванням приміщення, взаємним розташуванням ТП, ЕП та вводів живлення, розрахунковою потужністю, вимогами безперебійності електропостачання, техніко-економічними міркуваннями, умовами навколишнього середовища.

Внутрішньоцехові мережі поділяються на живильні і розподільні. Живильні відходять від джерела живлення (ТП) до розподільних шаф (РШ), до розподільних шинопроводам або до окремих великим ЕП. Розподільні внутріцехові мережі - це мережі, до яких безпосередньо підключаються різні ЕП цеху. Розподільні мережі виконуються за допомогою розподільних шинопроводів (ШРА) та розподільчих шаф.

За своєю структурою схеми внутрішньоцехових електричних мереж можуть бути радіальними, магістральними та змішаними.

Виходячи з умови вимоги високої надійності забезпечення електроенергією електроустановок ділянки флотаційних машин і пожежонебезпечної хімічно активним середовищем приміщення цеху, найбільш підходить радіальна схема електропостачання показана на Рис. 14. Яку виконаємо живлячими кабельними лініями від трансформатора № 1 двохтрансформаторної КТП-1.

Живильні кабельні лінії прокладені у вертикальному тунелі по стіні будівлі цеху і підходять розподільних шаф і освітлювальному щитка. До розподільних шаф підключені всі електроприймачі ділянки. Живить і розподільна мережа виконана одножильним кабелем АВВГ різного перерізу. Низьковольтне компенсує пристрій установлений на РУНН. Резервування на стороні НН


здійснюється АВР вимикачем QF 2 від трансформатора № 2 КТП-1.

Рис. 14. Електрична схеми мережі 0,4 кВ ділянки флотомашини

7.2 Розрахунок електричних навантажень в мережі живлення і розподільної мережі дільниці

7.2.1 Розрахунок силової електричного навантаження в розподільній мережі

Розрахунок електричних навантажень для розподільних шаф на представлений в додатку 7.1.

Результати розрахунків силового навантаження зводимо в таблицю 11.

Таблиця 18 - Розрахунок електричних навантажень на ділянці флотаційних


машин


7.3 Визначення центру електричних навантажень

Для визначення місця розташування ТП, необхідно побудувати картограму навантажень, яка представляє собою розміщення на плані цеху кіл, площа яких відповідає в обраному масштабі розрахунковим навантаженням. Радіуси кіл визначаються за формулою:

(114)

де т - прийнятий масштаб для визначення площі кола, кВт / мм.

На підставі побудованих картограм знаходять координати умовного центру навантажень (УЦН)

; (114)

Картограм навантажень показана на рис 11.


Розрахунок центру електричних навантажень наведений у додатку 7.2.

Рис. 14. Картограм електричних навантажень.

7.3.1 Вибір і розрахунок тролейних ліній

Тролейні лінії призначені для живлення за допомогою ковзних або струмознімачів пересувних підйомно-транспортних пристроїв, застосовуваних в основних виробничих, ремонтних, складальних цехах, у котельнях і т. п. Виконуються тролейні лінії з профільованої сталі, з алюмінієвих шин, часто застосовується комплектний тролейний шинопровід типу ШТМ. Перетини тролейних ліній вибирають по нагріванню тривалим струмом навантаження і перевіряють на допустиму втрату напруги про ІП до двигуна крана, що знаходиться в самій віддаленій точці тролеїв, як правило, не повинна перевищувати 12%. Ця втрата напруги в мережах 380 В складається з втрати напруги в живильній лінії ( U п.л = 4 ÷ 5%) у тролеях ( U тр = 4 ÷ 5%) та у розподільних мережах крана ( U кр = 1 ÷ 2%)

На вводі до тролейні лініях встановлюється комутаційний апарат, найчастіше ящик з рубильником.

У місцях секціонування тролеїв залишають ізоляційний зазор не менше 50 мм, який, перекриваючись струмознімачем, не викликає перерви в електропостачанні підйомно-транспортного механізму.

Підведення живлення слід передбачати по можливості в середині тролеїв. Розрахунок електричних навантажень для вибору тролейних ліній виконують метом розрахункового коефіцієнта.

Піковий струм / 2 с.102 / ЕП тролейних ліній визначається за формулою:

I пік = I `пуск + (I p - K і · I ном.max), (114)

де I `пуск - найбільший пусковий струм двигуна, що входить до групи, А;

I р - розрахунковий струм навантаження групи ЕП, А;

K в - коефіцієнт використання механізму, що приводиться електродвигуном з найбільшим пусковим струмом;

I ном.max - номінальний (приведений до ПВ = 100%) струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом, А.

При визначенні втрати напруги в тролейний лінії розрахункові і пікові струми визначають окремо для живильної тролеї лінії і для кожного плеча тролеїв з урахуванням схеми підведення живлення. Розрахунок тролленйих ліній на втрату напруги слід проводити при найбільш несприятливому розташуванні кранів в прольотах цеху / 2 с. 190 /.

Втрата напруги, В, в тролеях

 U т =  e · I пік · L / 10 000, (114)

де  e - втрата напруги на 100 А пікового струму і 100 м довжини тролеїв, у / (А · м);

L - довжина тролеїв в один кінець від точки підключення живильної лінії, м;

Виходячи з технології виробництва і розмірів цеху приймаємо довжину тролеїв 200 м, підведення живлення здійснюємо в середині. Відстань між фазами тролеїв 250 мм. Тролейні лінію виконуємо з кутової сталі 50х50х5 мм.

Параметри двигунів крана вказані в таблиці 12, а розрахункове навантаження двигунів крана знайдена в таблиці 2.

Таблиця 18 - Параметри двигунів крана

Механізм крана

Потужність двигунів, кВт

Номінальний струм, А

Головний підйом

Допоміжний підйом

Механізм пересування моста

Механізм пересування візка

22

11

2 х 16

3,5

56,5

30,8

2 х 45

10,3

Разом

68,5


Використовуючи знайдені раніше дані про розрахункову навантаженні крана і параметри його двигунів проведемо розрахунок тролейних ліній (додаток 7.3).

7.3.2 Розрахунок освітлювальних установок ділянки

Особливостями освітлювальних мереж електричних мереж в порівнянні з мережами силових ЕП є: значна протяжність і розгалуженість, невеликі потужності окремих ЕП і ділянок мережі, наявність установок робочого та аварійного освітлення.

Для промислових підприємств характерно два види освітлення: робоче та аварійне. Робоче освітлення забезпечує належну освітленість всього приміщення та робочих поверхонь, аварійне - продовження роботи або безпечну евакуацію людей з приміщення при аварійному відключенні робочого освітлення. Ділянки освітлювальної мережі від джерел живлення (ІП) до групових щитків освітлення називають живлячими, а від групових щитків до світильників - груповими. Живильні мережі виконуються трьох-і чотирипровідними, групові лінії в залежності від протяжності і кількості підключаються електроприймачів можуть бути дво-, трьох-і чотирипровідними.

Живильні мережі для освітлювальних установок (ОУ) і силового електрообладнання рекомендується виконувати, як правило, окремими.

У виробничих будівлях з декількома вбудованими КТП застосовуються схеми перехресного живлення робочого і аварійного освітлення (АТ), при яких робоче освітлення одних ділянок будівлі живиться від однієї КТП, а АТ - від іншої, трансформатор якої не використовується для живлення робочого освітлення.

Розрахунок освітлювальної мережі складається з визначення перетину проводів у всіх її ланках, які б гарантували: нагрівання проводів, що не перевищує допустимі значення температури, допустимі значення втрат напруги у найбільш віддаленого від джерела живлення джерела світла (ІС); достатню механічну міцність проводів

Освітлювальні мережі найчастіше розраховуються за допустимою втрати напруги з наступною перевіркою на нагрів.

      • Розрахунок освітлювальної мережі по допустимій втраті напруги

Допустима втрата напруги в освітлювальній мережі / 2 с.181 /, тобто втрата напруги на ділянці від джерела живлення (зазвичай шин нижчої напруги ТП) до останньої лампи, у% номінального напруги, підраховується за формулою

U = U 0 - U min - U т (114)

де U 0 - напруга холостого ходу на вторинній обмотці трансформатора і рівне 105% номінальної напруги лампи;

U min - найменше напруга, що допускається у ІС,% номінального (приймається рівним 95%);

U т - втрати в трансформаторі / 2 с.180 /, наведені до вторинного номінальній напрузі і залежні від потужності трансформатора, його завантаження і коефіцієнта потужності навантаження,%.

ΔU т =  т · cos  · (U а% + U р% · tg ), (114)

де  т - коефіцієнт завантаження трансформатора розрахункової середньою потужністю;

cos   - коефіцієнт потужності навантаження трансформатора і відповідний його значенням tg ;

U а% - активна складова напруги КЗ трансформатора:

, (114)

де  P k, ном - номінальні втрати потужності КЗ трансформатора, кВт;

S ном, т - номінальна потужність трансформатора, кВА.

U р% - реактивна складова напруги КЗ трансформатора:

, (114)

де u до% - напруга КЗ трансформатора.

Розрахунок допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі дільниці флотомашини представлений у додатку 7.4.

7.3.4 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі

Коли необхідно розрахувати перерізу проводів розгалуженої освітлювальної мережі і при цьому виконати умови, які забезпечують мінімальний витрата провідникового матеріалу / 2 с.185 /, користуються формулою:

, (114)

де  M - сума моментів навантаження даного і всіх наступних за напрямком потоку енергії ділянок освітлювальної мережі (включаючи відгалуження з тим же числом проводів в лінії, що і даний розраховується участ), кВт · м;

 M - сума моментів навантаження всіх відгалужень, що живляться через дану ділянку з іншим числом проводів, відмінним від числа проводів даної ділянки, кВт · м;

б пр - коефіцієнт приведення моментів / 2 табл.3.17 /, залежить від кількості проводів на ділянці ліній і у відгалуженні.

С - коефіцієнт залежить від системи мережі і матеріалу провідника / 2 табл. 3.13 /.

При декількох зосереджених навантаженнях або якщо ділянка лінії має рівномірно розподілену по довжині навантаження, що має місце в освітлювальної розподільчої мережі, суму моментів можна замінити моментом одного навантаження з довжиною лінії, що дорівнює довжині L прив.

Зокрема, для навантаження, рівномірно розподіленим по довжині лінії, м,

, (114)

де L 0 - відстань від пункту харчування до точки приєднання першого навантаження, м;

L - довжина ділянки мережі з рівномірно розподіленим навантаженням, м.

У цьому випадку момент навантаження

, (114)

де р - вузлова потужність навантаження.

Після вибору перетину кабелю знаходимо дійсну втрату напруги за формулою:

, (114)

Розрахунок перерізу проводів освітлювальної мережі представлений у додатку 7.5.

7.3.5 Перевірка обраного перерізу освітлювальної мережі по нагріванню Розрахунковий струм для двухпроводной освітлювальної мережі

, (114)

де P ном - сумарна встановлена ​​потужність ІС в груповий лінії;

U ф - фазна напруга освітлювальної мережі;

cos  - потужності ИС.

Розрахунковий струм для чьотирьох освітлювальної мережі

, (114)

де U л - лінійна напруга освітлювальної мережі.

У результаті має дотримуватися умови, тривало допустимий струм кабелю I д обраного перетину повинен бути більше або дорівнює розрахунковому току.

I p ≤ I д, (114)

7.3.6 Вибір перерізу проводів освітлювальної мережі з механічної міцності

Перерізу провідників освітлювальних мереж вибирають за умовою механічної міцності: для алюмінієвих проводів та кабелів мінімальний переріз 2 мм 2.

,

Перерізу провідників освітлювальних мереж вибирають за умовою механічної міцності: для алюмінієвих проводів та кабелів мінімальний переріз 2 мм2.

Мінімальний перетин проводів у освітлювальної мережі 10 мм2, що відповідає умові механічної міцності для алюмінієвих проводів.

7.4 Вибір перерізів проводів і жил кабелів по довго допустимому току

Вибір перерізу проводів і жил кабелів цехової мережі вибирають по нагріванню тривалим розрахунковим струмом:

де - Поправочний коефіцієнт на умови прокладання проводів і кабелів;

тому що дроти та кабелі прокладаються в сталевих трубах.

Вибір перерізів провідників для живлення окремих електроприймачів приєднуються до розподільного шафі визначається за номінальною потужності цього ЕП номінальний струм навантаження I ном знаходиться за формулою / 2, с.79 /:

, (114)

де Рном - номінальна активна потужність електроприймача, кВт;

Uном - номінальна лінійна напруга мережі, кВ;

cos  - номінальний коефіцієнт потужності навантаження;

h - номінальний ККД.

Використовуючи розрахунковий струм розподільних шаф таблиця?, Поправки на температуру навколишнього середовища і кількість паралельно кабелів, які прокладаються підбираємо перетин і марку кабелів.

Наприклад для КЛ1 з'єднує розподільна шафа РШ1 з шиною 0,4 кВ трансформатора 1 КТП1 розрахунок наступний порядок вибору перетину кабелю наступний:

Розрахункове навантаження КЛ1 за таблицею 10 становить 519 А за довідником вибираємо найменше стандартне перетин кабелю задовольняє умові формули 75. Це одножильний кабель марки АВВГ перетином 4 (1 х 300 мм 2) і тривало припустимим струмом 555 А. 519 А ≤ 555 А.

Вибір інших кабелів зведемо в таблицю 13 і таблицю 14.

Таблиця 18 - Вибір живильних кабельних ліній за умовами нагріву


Таблиця 18 - Вибір провідників до окремих електроприймачів

7.5 Вибір апаратів захисту

Для захисту електричних мереж напругою до 1 кВ застосовують плавкі запобіжники, автоматичні вимикачі, теплові реле магнітних пускачів.

Вибір апаратів захисту проводиться з урахуванням наступних вимог:

1) Номінальний струм і напруга апарата захисту повинні відповідати розрахунковому тривалого струму і напрузі електричного кола. Номінальні струми расцепителей автоматичних вимикачів і плавких вставок запобіжників потрібно вибирати якомога меншими за розрахунковими струмам захищаються ділянок мережі або за номінальними струмів окремих ЕП в залежності від місця встановлення апарата захисту з округленням до найближчого більшого стандартного значення.

2) Час дії апаратів захисту має бути по можливості меншим і повинна бути забезпечена селективність дії захисту відповідним підбором належної конструкції захисного апарату і його захисної характеристики.

3) Апарати захисту не повинні відключати установку при перевантаженнях, що виникають в умовах нормальної експлуатації, наприклад при включенні асинхронного електродвигуна з короткозамкненим ротором, при робочих піках технологічних навантажень і т.п.

4) Апарати захисту повинні забезпечувати надійне відключення в кінці ділянки, що захищається двох-і трифазних КЗ при всіх видах режиму роботи нейтралей мереж, а також однофазних КЗ в мережах з глухозаземленою нейтраллю

Вибір апарата захисту живильної мережі на РУНН.

Номінальний струм расцепителя може бути не менше розрахункового струму навантаження, довгостроково протікає, що захищається елементу / 5 с.289 /:

I ном.рас ³ I р (114)

де I ном.рас - номінальний струм розчеплювача;

I р - розрахунковий струм навантаження.

При допустимих короткочасних перевантаженнях захищається елемента автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається вибором уставки миттєвої дії за умовою

I ном.расц.мг ³ 1,25 × I пік (114)

де I пік - піковий струм, А, який для груп ЕП визначається за формулою 62.

Розчіплювачі вимикачів з уставками, обраними за умовою вибірковості, повинні задовольняти вимогам чутливості, які зводяться до наступного: мінімальний струм КЗ (зазвичай розглядають однофазне КЗ) у самій віддаленій точці захищається лінії повинен бути більше номінального струму розчеплювача уповільненої дії не менш ніж в 3 рази, а для вимикачів, що мають тільки розчіплювачі миттєвої дії, мінімальний струм КЗ в самій віддаленій точці лінії повинен перевищувати струм установки миттєвої дії не менше ніж в 1,4 рази для вимикачів з номінальним струмом до 100 А і в 1,25 рази для всіх інших вимикачів .

Для захисту РУНН встановлюємо автоматичний вимикач ВА75, у якого I ном.расц = 2500 А.

Розрахункове навантаження на шинах

РУНН Т1 КТП-1 I р.рунн = 1769 А.

Перевіряємо I ном.расц = 2500 А> I р.рунн = 1769 А.

Піковий струм на РУНН

Номінальний струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом за таблицею 11 I ном. Max = 465 А.

Кратність пускового струму АД приводу насоса l пуск = 4

До і.ном. Max = 0,75

Перевіряємо

>

Для захисту розподільних кабельних ліній встановлюємо автоматичні вимикачі типу А3794, вибір вимикача здійснимо на прикладі КЛ2 живильної розподільна шафа РШ2.

Розрахункове навантаження РШ2 за таблицею 11:

I р.рш2 = 206 А.

Номінальне значення робочого струму напівпровідникового розчеплювача

I ном.расц.рш2 = 250 А.

Перевірка I ном.расц.рш2 = 250 А> I р.рш2 = 206 А.

Піковий струм на РШ2.

Номінальний струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом по таблиці 11:

I ном. Max. РШ2 = 60 А.

Кратність пускового струму АД приводу імпеллера:

l пуск.рш2 = 4

До і.ном. Max. РШ2 = 0,8

Перевіряємо

>

Для захисту одиночних ЕП невеликої потужності, що приєднуються до розподільних шаф, встановлюємо автоматичні вимикачі типу АП-50, вибір вимикача здійснимо на прикладі захисту АД приводу пеноснімателя.

Номінальний струм ЕП за таблицею 11:

I ном.еп = 1 А.

Номінальне значення робочого струму максимального розчеплювача:

I ном. Max. Розцентру = 2,5 А.

Перевіряємо:

I ном. Max. Розцентру = 2,5 А.> I ном.еп = 1 А.

Піковий струм ЕП.

Кратність пускового струму для АД приводу пеноснімателя:

l пуск.еп = 4

Перевіряємо:

>

Перевірка перерізу провідників по допустимої втрати напруги

Вибрані по довго допустимому струму та погоджені з струмом захисту апаратів перерізу провідників внутрішньоцехових мереж повинні бути перевірені на втрату напруги. При експлуатації електричних мереж, знаючи рівень напруги на висновках у найбільш віддаленого ЕП і розрахувавши втрату напруги, можна визначити напругу на вторинній стороні живильного трансформатора і вибрати пристрої для регулювання напруги на живильному кінці лінії. Для нормальної роботи ЕП напруга на його висновках має бути по можливості ближче до номінального значення.

Номінальна напруга на вторинній обмотці трансформатора згідно ГОСТ прийнято на +5% вище номінальної напруги мережі. Допустиме нормальне відхилення напруги у найбільш віддаленого ЕП має бути не нижче -5%. Таким чином загальне зниження напруги в мережі від джерела живлення до найбільш віддаленого ЕП дорівнює 10% номінального значення.

Для мережі трифазного змінного струму з декількома розподіленими навантаженнями втрата напруги визначається за формулою:

, (114)

де P - розрахункова або номінальна (для одиночного ЕП) потужність навантаження, кВт;

L - відстань до навантаження, км;

r 0, x 0 - активне і реактивне питомий опір матеріалу провідника;

tg  - коефіцієнт потужності навантаження.

Для знаходження найбільшої втрати напруги в мережі дільниці флотації необхідно:

  1. Знайти максимальну втрату напруги в розподільній мережі у найбільш віддаленого ЕП.

  2. Знайти максимальну втрату напруги в живильної мережі

  3. Сума максимальних втрат напруги в розподільній і живильної мережі не повинна перевищувати 10% від номінальної напруги.

Знайдемо найбільшу втрату напруги в розподільній мережі і результати зведемо в таблицю 15.


Таблиця 18 - Втрата напруги в розподільній мережі

Знайдемо найбільшу втрату напруги в живильних кабелях і результати зведемо в таблицю 16. Сума втрати напруги в мережі живлення і розподільної мережі, не повинна перевищувати 5%. Результати в таблиці 17.

Насос приводу подачі флотошлама

Перетин кабелю або проводу F насос = 240 мм 2.

Питомий активний опір проводу або кабелю вибраного перерізу

r 0.насос = 0,129 Ом / км

Питомий реактивний опір 1 км кабелю вибраного перерізу при напрузі 380 В по / 7, табл.7.28 /.

х 0.насос = 0,06 Ом / км

U ном.еп = 380 В

Коефіцієнт потужності ЕП:

tg  насос = 0,6.

Активна потужність ЕП:

Р насос = 250 кВт.

Довжина провідника:

L насос = 0,1 км.

Знайдемо найбільшу втрату напруги в живильних кабелях.

Втрата напруги в кабельній лінії КЛ2 від РУНН до РШ2.

Перетин кабелю:

F кл2 = 150 мм 2.

Питомий опір матеріалу провідника:

ал = 0,0324 км / (Ом × мм 2).

Питомий активний опір кабелю вибраного перерізу:

Середньозважений коефіцієнт потужності ЕП РШ2:

tg  рш2с = 0,685.

Розрахункова потужність ЕП РШ2:

P р.рш2 = 121 кВт.

Довжина кабелю:

L кл2 = 0,04 км.



Таблиця 18 - Втрата напруги в живильних кабелях


Таблиця 18 - Найбільша сумарна втрата напруги

7.5 Розрахунок струмів короткого замикання

При розрахунку струмів короткого замикання в електроустановках змінного струму напругою до 1 кВ допускається:

  1. Використовувати спрощені методи розрахунків, якщо їх похибка не перевищує 10%;

  2. Максимально спрощувати і еквівалентіровать всю зовнішню мережу по відношенню до місця КЗ та індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і електродвигуни, безпосередньо примикають до місця КЗ;

  3. Не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;

  4. Не враховувати струм намагнічування трансформаторів;

  5. Приймати коефіцієнти трансформації трансформаторів рівними відношенню середніх номінальних напруг тих ступенів напруги мереж, які пов'язують трансформатори;

  6. Не враховувати вплив синхронних і асинхронних електродвигунів або комплексної навантаження, якщо їх сумарний номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без урахування електродвигунів або комплексної навантаження.

7.5.1Расчет початкового значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання

При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, одержують харчування безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що знижують трансформатори підключені до джерела незмінного по амплітуді напруги через еквівалентну індуктивний опір.

Значення цього опору Х с, мОм, наведене до ступені нижчого напруги мережі, слід розраховувати за формулою

, (114)

де U ср.НН - середнє номінальне напруга мережі, підключеного до обмотки нижчої напруги трансформатора, В;

U ср.ВН - середнє номінальне напруга мережі, до якої підключена обмотка вищої напруги трансформатора, В;

I к.ВН = I п0.ВН - діюче значення періодичної складової струму при трифазному КЗ у висновків обмотки вищої напруги трансформатора, кА;

S к - умовна потужність короткого замикання у висновків обмотки вищої напруги, МВА.

У випадку, коли понижуючий трансформатор підключений до мережі енергосистеми через реактор, повітряну або кабельну лінію (довжиною більше 1 км), необхідно враховувати не тільки індуктивні, але і активні опори цих елементів.

Початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ (I п0) у кілоампер без урахування підживлення від електродвигунів слід розраховувати за формулою:

, (114)

де U ср.НН - середнє номінальне напруга мережі, в якій сталося замикання, В;

R 1 , X 1  - відповідно сумарне активне і сумарне індуктивний опори прямої послідовності ланцюга КЗ, мОм. Ці опору рівні:

R 1    = R т + R р R тА    R кв + R ш R до   R 1кб + R вл R д

X 1    = X c + X т + X р X тА    X кв + X ш X 1кб + X вл,

де X з - еквівалентний індуктивний опір системи до понижувального трансформатора, мОм, приведене до щаблі нижчої напруги;

R т, X т - активне і індуктивний опір прямої послідовності понижувального трансформатора, мОм, наведені до ступені нижчого напруги мережі, їх розраховують за формулами;

, (114)

, (114)

де S т.ном - номінальна потужність трансформатора, кВА;

P к.ном - втрати короткого замикання в трансформаторі, кВт;

U НН.ном - номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;

u к - напруга короткого замикання трансформатора,%;

R тА і X тА - активне і індуктивний опір первинних обмоток трансформатора струму, мОм;

R р і X р - активне і індуктивний опір реактора, мОм;

R кв і X кв - активне і індуктивний опори струмових котушок та перехідних опорів рухомих контактів автоматичних вимикачів, мОм;

R ш і X ш - активне і індуктивний опори шинопроводів, мОм;

R к - сумарний активний опір різних контактів і контактних з'єднань, мОм. При наближеному обліку опорів контактів слід приймати: R к = 0,1 мОм - для контактних з'єднань кабелів; R к = 0,01 мОм - для шинопроводів; R к = 1,0 мОм - для комутаційних апаратів;

R 1кб і X 1кб - активне і індуктивний опори прямої послідовності кабелів, мОм;

R 1вл і X 1вл - активне і індуктивний опори прямої послідовності повітряних ліній мул проводів, прокладених відкрито на ізоляторах, мОм;

R д - активний опір дуги в місці КЗ, мОм;

Облік асинхронних електродвигунів при розрахунку струмів КЗ

Якщо електропостачання електроустановки здійснюється від енергосистем через понижуючий трансформатор і поблизу місця КЗ є асинхронні електродвигуни, то початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ з урахуванням підживлення від електродвигунів слід визначити як суму струмів від енергосистеми і від електродвигунів.

При розрахунках початкового значення періодичної складової струму КЗ від асинхронних електродвигунів останні слід вводити в схему заміщення сверхпереходним індуктивним опором. При необхідності проведення уточнених розрахунків слід також враховувати активний опір асинхронного електродвигуна.

Сверхпереходное індуктивний опір асинхронного електродвигуна в мОм одно

, (114)

де U ф.ном - номінальна фазна напруга електродвигуна, В;

I п - кратність пускового струму електродвигуна по відношенню до його номінального;

I ном - номінальний струм електродвигуна, А;

R АТ - сумарне активний опір, що характеризує асинхронний електродвигун в початковий момент КЗ, мОм.

Початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ від асинхронного електродвигуна в кілоампер розраховують за формулою

, (114)

де R 1 , X 1  - відповідно сумарне активне і сумарне індуктивний опори прямої послідовності ланцюга, включеної між електродвигуном і розрахункової точкою КЗ, мОм;

- Сверхпереходная ЕРС асинхронного електродвигуна.

(114)

де U ф | 0 |, I | 0 |, cos  | 0 | - фазна напруга, струм статора і коефіцієнт потужності в момент, що передує КЗ.

Методи розрахунку несиметричних коротких замикань

Розрахунок струмів несиметричних КЗ виконують з використанням методу симетричних складових. При цьому попередньо слід скласти схему заміщення прямої, зворотної та нульової послідовностей.

У схему заміщення прямий послідовності повинні бути введені всі елементи вихідної розрахункової схеми, причому при розрахунку початкового значення періодичної складової струму несиметричного КЗ асинхронні електродвигуни повинні бути враховані сверхпереходнимі ЕРС і сверхпереходнимі опорами.

Схема заміщення зворотній послідовності також повинна охоплювати всі елементи вихідної розрахункової схеми, крім джерел ЕРС. Опору зворотній послідовності для асинхронних машин слід приймати рівними сверхпереходним опорам.

Початкове значення періодичної складової струму однофазного КЗ в кілоампер визначають за формулою

, (114)

де R 1 , X 1  - відповідно сумарне активне і сумарне індуктивний опори прямої послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ, мОм;

R 0 , X 0  - відповідно сумарне активне і сумарне індуктивний опори нульової послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ, мОм. Ці опору рівні:

R 0    = R + R р R тА    R кв + R ш R до   R 1кб + R вл R д

X 0    = X + X р X тА    X кв + X ш X 1кб + X вл,

де R 0т, X - активне і індуктивний опори нульової послідовності понижуючого трансформатора. Для трансформаторів, обмотки яких з'єднані за схемою  / Y 0, при розрахунку КЗ в мережі низької напруги ці опору слід приймати рівними відповідно активним і індуктивним опорами прямої послідовності.

Розрахунку струмів КЗ в мережі 0,4 кВ

Рис. 12. Розрахункова схема.

1. Проведемо розрахунок струмів КЗ в ланцюзі РУНН - КЛ1 - РШ - АТ (скрубер) за розрахунковою схемою рис. 12.

Рис. 13. Схема заміщення.

Складемо схему заміщення з урахуванням підживлення від асинхронних електродвигунів показану на рис 13.

Рис. 14. Еквівалентірованная схема прямої послідовності

4. Знаходимо еквівалентну ЕРС джерел (фазну)

, (114)

5. Знаходимо еквівалентний опір прямої послідовності розрахункової схеми щодо точки КЗ.

  1. Розрахуємо початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання з урахуванням асинхронних двигунів.

  2. Знаходимо активне і індуктивний опір нульової послідовності щодо точки КЗ.

  3. Розрахуємо початкове діюче значення періодичної складової струму однофазного КЗ.

  4. Визначаємо величину ударного струму КЗ.

10. Величину періодичної складової та ударного струму КЗ в різних точках електричної мережі зводимо в таблицю 18.

Розрахунок струмів короткого замикання наводиться у додатку 7.6.


Таблиця 18 - Величина струму КЗ в різних точках електричної мережі 0,4 кВ

7.6 Перевірка вибраних провідників і апаратів на дію струмів КЗ

Перевірку автоматичних вимикачів слід проводити за умов:

I откл.ном ³ I п0; (114)

i вкл ³ i уд; (114)

Перевірка провідників по умові відповідності обраному захисному пристрою

, (114)

де - Коефіцієнт захисту по / 3 табл. 7.6 /, що є відношенням тривалого струму для проводу або жил кабелю до параметру захисного пристрою;

- Параметр захисного пристрою (струм спрацьовування, номінальний струм).

Перевіримо вимикач QF 1 типу ВА75:

I откл.ном = 45 кА,

I п0.к1 = 17,97 кА,

I ном.откл. ³ I п0.к1,

45 кА ³ 17,97 кА.

i вкл = 75 кА,

i уд.к1 = 37,24 кА,

i вкл ³ i уд.к2,

75 кА ³ 37,24.

8. Розрахунок релейного захисту кабельних ліній 6 кВ

У розподільних мережах 6 кВ, що мають одностороннє живлення, передбачають пристрої релейного захисту від міжфазних замикань і однофазних замикань на землю. Найбільш поширеним видом захисту від міжфазних замикань є максимальна струмовий захист (МТЗ) і струмова відсічення (ТО)

Розрахунок уставок максимального струмового захисту

Максимальний робочий струм лінії розраховується за максимальною сумарною потужності силових трансформаторів, які можуть харчуватися за захищається лінії в нормальному, ремонтному або післяаварійному режимах.

, (114)

А,

Струм спрацьовування захисту

, (114)

де k н - коефіцієнт надійності, що враховує похибка реле та необхідний запас, в залежності від типу реле / 12 /;

k СЗП - коефіцієнт самозапуску, значення якого залежить від виду навантаження та її параметрів;

k в - коефіцієнт повернення реле, в залежності від типу реле.

А.

Струм спрацювання реле

(114)

де k сх - коефіцієнт схеми, рівний 1 при з'єднанні ТТ в неповну зірку / 12, стор 20 /; k 1 - коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

Для встановлених на відхідних КЛ 6 кВ РУ-1 встановлені трансформатори струму типу ТОЛ-10 У3 з I ном. = 300 А

Вибираємо реле типу РТВ-I має уставку струму 5 А.

Коефіцієнти чутливості захисту в основний зоні:

(114)

де - Мінімальне значення двофазного струму.

Що задовольняє умові чутливості в основній зоні.

Коефіцієнт чутливості в зоні резервування , Тобто при КЗ на шинах нижчої напруги трансформатора повинен задовольняти умові ³ 1,2. При КЗ на шинах 0,4 кВ значення двофазного струму КЗ, приведеного до ВН:

Що задовольняє умові чутливості в зоні резервування.

Замикання на землю однієї фази в мережах з ізольованою нейтраллю не є КЗ. Тому захист виконують діє на сигнал. Захист виконується установкою трансформаторів струму нульової послідовності з дією на пристрій сигналізації заземлення УСЗ-3М.

Перевірка на 10% похибка трансформаторів струму

Розрахунок зробимо для ТТ типу ТОЛ-10, встановлених в РУ-1 на відведених КЛ 6кВ.

Гранична стислість (k 10) розрахункового струму (I розр) по відношенню до первинного номінальному струму (I ном.) ТТ:

(114)

Величина струму I розр вибирається для МТЗ з залежною характеристикою

I розр = 1,1 × I согл., (114)

де I согл. - струм, який відповідає току КЗ, при якому проводиться узгодження за часом наступної і попередньої захистів і визначається ступінь селективності.

По карті селективності визначимо I согл. = 700 А.

За кривою граничних кратностей сердечника класу Р трансформатора струму типу ТОЛ-10 / 15, рис. П-6 / для k 10 = 3,85 відповідає допустима похибка вторинна навантаження Z н. доп. = 2,00 Ом.

Найбільша фактичне навантаження ТТ для двофазної дворелейним схеми / 15, табл. 1-5 /:

Z н. розр. = 2 r пр. + Z p + r пер., (114)

де r пр. - опір проводів; Z p - опір реле; r пер - опір контактів.

Опір реле РТВ-I при втягнутим якорі при установці I ср = 12,5 А підраховується за виразом:

, (114)

де S - споживана потужність; I - струм, при якому задана споживана потужність.

За технічними даними приводу ПП-67 / 15, табл. П-6 / S = 114 В × А.

.

Опір проводів не враховуємо, оскільки реле РТВ встановлені в безпосередній близькості від ТТ

Z н. розр. = 0,73 +0,1 = 0,83 (Ом).

Похибка ТТ не перевищує 10%, якщо дотримується умова

Z н. розр. <Z н. доп ..

У нашому випадку

0,83 <2,0.

Отже, похибка ТТ, встановлених у ТП РТП-1 на розподільних КЛ-10кВ, не перевищує 10%.

Перевірка інших ТТ на 10% похибка проводиться аналогічно на підставі вище наведених розрахунків.

9. ОРГАНІЗАЦІЯ РОБОТИ З ЕКОНОМІЇ ЕНЕРГОРЕСУРСІВ НА ПРОМИСЛОВОМУ ПІДПРИЄМСТВІ

Перехід до ринкових відносин в російській економіці зажадав перегляду багатьох положень у розвитку енергетики. Зазнала змін загальна концепція постійного нарощування енергетичних потужностей без серйозного аналізу того, як ці потужності і вся маса щорічно вироблюваних енергоресурсів витрачається в народному господарстві країни, наскільки раціонально енергія використовується споживачами. Сучасний підхід до енергетичного розвитку Росії ставить цю проблему «з голови на ноги» - в першу чергу пропонується навести порядок у енергогосподарстві споживачів, перш за все в промисловості, де витрачається більше половини всіх вироблюваних енергоресурсів, розробити і впровадити широкий комплекс енергозберігаючих заходів, максимально використовувати вторинні енергоресурси, а вже потім, визначивши дійсні потреби, розвивати на сучасній технічній основі енергетичні потужності та комунікації в країні. Дійсно, в нашій енергетиці складалася парадоксальна ситуація: на електростанціях з великими труднощами і витратами економиться кожен грам палива на вироблений кіловат-годину, кожен кілограм на гігакалорію, а у споживачів ця енергія, також як тонни безпосередньо спалюваного натурального палива в буквальному сенсі «летять у трубу ».

Дбайливе витрачання природних багатств Росії, головними з яких є унікальні запаси органічного палива - нафти, газу, різноманітних сортів вугілля, дозволить зекономлені енергоносії поставити на світовий енергетичний ринок, і ці «нафтодолари» допоможуть країні швидше вийти з економічної кризи.

Дуже велика роль промисловий енергетики у вирішенні цих глобальних завдань, хоча, не будучи єдиною галуззю, вона не може централізовано проводити єдину енергозберігаючу політику. Тут, ймовірно, буде потрібно розробка і здійснення національної комплексної програми з ресурсним забезпеченням, як це зроблено майже в усіх розвинених країнах. Там результати енергозбереження перевершили всі очікування: енергоємність національного доходу була знижена на 15-25%.

Ринкова економіка за своєю природою стимулює раціональне енерговикористання, оскільки при високих цінах дуже сильно зросли витрати на енергію в собівартості промислової продукції. Так на збагачувальній фабриці «Нерюнгрінська» вони становили 1% і менше, а зараз вимірюються десятками (до 30%). Очевидно, що енергозбереження в промисловості стає найважливішою і першочерговою економічним завданням, вирішення якої не тільки підвищить конкурентоспроможність підприємства на ринку при стабілізації російської економіки, але може допомогти підприємству вийти з нинішньої непростої ситуації.

Незважаючи на колишнє централізоване управління енергоекономічні заходи на підприємстві носили випадковий і розрізнений характер, рапорти про економію енергоресурсів, як правило, не відповідали дійсності, плани енергозберігаючих заходів не виконувалися, що було важко перевірити при поганій організації внутрішньозаводського енергетичного обліку. Мабуть, сьогодні таке становище невигідно самому підприємству і повинно виправлятися на базі сучасних технічних та організаційно-економічних розробок вітчизняної та зарубіжної науки.

Найбільш ефективно енергозбереження на підприємстві при комплексному вирішенні технічних, техніко-економічних і організаційних питань, що відносяться до всієї енергетиці підприємства - до систем енергопостачання та енерговикористання - і до управління енергетичним господарством. Техніко-економічні та організаційні проблеми укладені у вдосконаленні виконання функцій управління.

Основні технічні проблеми промислової енергетики та шляхи їх
рішення на підприємстві укладені в наступних напрямках:

  1. заміна обладнання (технічне переозброєння), використовуваних матеріалів найбільш вигідними, що мають кращі технічні, енергетичні та техно-економічні показники;

  2. модернізація промислового устаткування, особливо технологічних апаратів, з підвищенням корисного використання енергії в них і скороченням втрат, перш за все енергетичних;

  3. інтенсифікація виробничих процесів з підвищенням завантаження технологічного устаткування і, відповідно, зниженням питомих енерговитрат на одиницю продукції, на роботу або операцію;

  4. введення додаткових пристроїв - дообладнання технологічних енергоіспользующнх установок і процесів при поліпшеному оснащенні, установки додаткового, в тому числі допоміжного обладнання, приладів і автоматики для оптимізації виробництва і скорочення питомих енерговитрат;

  5. зміна робочих параметрів обладнання і енергії з метою поліпшення техніко-економічних показників виробничих процесів;

  6. поліпшення використання енергії всередині технологічних енерговикористовуючого установок, скорочення прямих втрат і відповідне підвищення КПІ;

  7. поліпшення використання ВЕР;

  8. підвищення надійності енергопостачання та роботи енергообладнання з метою запобігання аварійних зупинок та простоїв, пов'язаних з матеріальними та енергетичними втратами.

Ці напрямки відносяться до конкретних елементів енергетики промислового підприємства в системах енергопостачання та енерговикористання, де в енергетичне господарство підприємства входить все енергопостачання і частково енерговикористання - енергопріемнікі технологічних установок, які обслуговуються енергетиками.

Вся область проведення енергозберігаючих заходів, класифікована за їх напрямами і елементам заводський енергетики, показана в табл. 19 де кожна клітина зі знаком «+» означає групу заходів, наприклад «Модернізація заводських джерел енергії» або «Підвищення надійності енергопріемніков» і т. д. Якщо поєднання напрямки та елемента не має сенсу (наприклад, «Додаткові пристрої» і «Оброблюваний матеріал »), в клітці стоїть знак« - ».

Матриця табл. 19 являє собою трафарет, за допомогою якого може бути намічений достатньо повний перелік енергозберігаючих заходів, виходячи з технічного стану і сьогоднішніх характеристик економічності в кожній одиниці енергообладнання, в кожному елементі промислової енергетики на переробній фабриці.

Техніко-економічні розрахунки, які можуть проводитися за методичним положенням, наведеним нижче, дозволять визначити економічний ефект кожного заходу. З цього ефекту, а також за різними економіко-технологічних міркувань (наявності засобів, обладнання, можливості зупинки виробництва та інших) слід ранжувати намічені заходи щодо черговості та термінів їх виконання, тобто скласти перспективний план енергозбереження.

Найбільш ефективна заміна старого обладнання на нове, прогресивне і економічне, тобто технічне переозброєння, що зачіпає основне виробництво та енергетику підприємства і потребує солідних інвестицій. Інші напрямки енергозбереження, хоча в більшості випадків менш ефективні, але і менш капіталомісткі, і можуть реалізовуватися власними силами. Про це свідчать дані Світової енергетичної конференції (МІРЕК): 5-10% економії енергоресурсів можна отримати порівняно просто; наступні 5-10% вимагатимуть ли досить значних витрат, а отримання подальшої економії в 20% вже пов'язано з великими капіталовкладеннями.

Таблиця 19 - Основні напрямки енергозбереження на промисловому підприємстві

Системи енергетики підприємства

Елементи систем енергопостачання
і знергоіспользованія


Заміна

Модернізація

Інтенсифікація

Додаткові пристрої

Зміна параметрів

Поліпшення використання
енергоресурсів

Підвищення надійності








усередині агрегатів

поза агрегатів (ВЕР)


Система енергопостачання


Енергогосподарство підприємства


Заводські джерела енергії


+

+

+

+

+

+

+

+



Заводські перетворювачі енергії


+

+

+

+

-

+

-

+



Заводські енергетичні комунікації


+

+

-

+

+

+

+

+



Енергія, що підводиться до технологічної енерговикористовуючого установці


+

-

+

-

+

+

+

+

Система енерговикористання



Енергопріемнік технологічної енергоіспольеующей установки


+

+

+

+

-

+

-

+


Пристрій передачі енергії з енергопріемніка в технологічний апарат


+

+

-

+

+

+

-

+


Проміжний внутріагрегатний
енергоносій


+

-

+

+

+

+

+

+


Технологічний апарат


+

+

+

+

+

+

+

+


Оброблюваний матеріал


+

-

-

-

-

+

+

-

Економічна сутність технічного переозброєння - компенсація фізичного і морального зносу устаткування. Заміна зношеного обладнання не потребує обгрунтування, оскільки воно знижує надійність роботи, вимагає підвищених витрат на ремонтне обслуговування і має низькі експлуатаційні характеристики.

Оцінка морального зносу значно складніше, і заміна обладнання за цим показником вимагає економічного обгрунтування. У загальному вигляді ступінь морального зносу М і,%, обчислюється так:

, (114)

де І д - щорічні витрати на діючому обладнанні (без урахування амортизаційних відрахувань), грн / рік;

І ср - середньогалузеві витрати по даній групі устаткування, руб / год;

До ср - середньогалузеві капітальні витрати на відтворення даного обладнання, руб;

Е н - нормативний коефіцієнт економічної ефективності, дорівнює банківської процентної ставки, (руб / рік) / руб.

Стосовно до енергетичній оцінці морального зносу М н е,%, формула (1) може бути трансформована:

, (114)

де b д - питома витрата енергії (в умовному паливі) на даному обладнанні, т у.т / од. продукції;

b cep - те ж середньогалузевої;

П - річний випуск продукції на даному обладнанні, од. продукції / рік;

Ц т-тариф на використовувану енергію, перерахований на 1 т у.п., для даного регіону, руб / т у.п.;

До о6 - капіталовкладення в устаткування, руб.

Чисельник дробу у формулі (2) - це перевищення енергетичної складової витрат у порівнянні з середньогалузевої величиною. Так за формулою можна визначити порівняльну ступінь морального зносу устаткування і намітити черговість технічного переозброєння за цим показником. Заміні можуть підлягати також: спосіб передачі енергії з енергопріемніка в технологічний апарат (наприклад, заміна редуктора, що регулює частоту обертання, на тиристорний електропривід); вигляд і якість матеріалу з метою зниження енерговитрат на його обробку (наприклад, підвищення концентрації розчинів, дроблення або агломерація матеріалів та ін.)

Модернізація енергетичного та технологічного обладнання також компенсує моральний знос, її ефективність іноді вище, ніж переозброєння, за рахунок істотно менших капітальних витрат і при здійсненні своїми силами. Її ефективність Е, руб / год, може розраховуватися за значенням економії енергоресурсів, а також при зниженні інших експлуатаційних витрат:

, (114)

де b б і b м - питомі витрати енергоресурсів (в умовному паливі) на базовому та модернізованому обладнанні, т / од. продукції;

d І м - зниження експлуатаційних витрат (крім енергетичних витрат) після модернізації, руб / год;

d І a = АК му - зростання амортизаційних відрахувань при збільшилася балансової вартості модернізованого обладнання (а - норма амортизації), грн / рік;

К м - капітальні витрати на модернізацію, руб.

Інтенсифікація виробничих процесів повинна виражатися у збільшенні продуктивності установок без істотних змін конструкції, за рахунок або прискорення технологічних та інших виробничих процесів, або за рахунок їх кращої організації. Як правило, інтенсифікація процесів повинна вести до підвищеного, прискореному фізичного зносу обладнання, що виправдано, якщо зрівнюються терміни фізичного і морального зносу, але може призвести до швидкого виходу обладнання з ладу, якщо інтенсифікація не супроводжується посиленою профілактикою і підвищеним ремонтним обслуговуванням. Економічним вираженням її ефекту має бути зниження собівартості продукції, що випускається, руб / год, за рахунок зменшення умовно-постійних витрат:

, (114)

де s (n) 6 і s (n) і - умовно-постійні витрати в собівартості продукції в базовому та інтенсифікованому режимах роботи устаткування, руб / од. продукції;

П і - річна продуктивність після інтенсифікації, од. продукції / рік;

d І a - збільшення амортизаційних відрахувань після інтенсифікації при підвищенні норми амортизації, грн / рік,

, (114)

де а й і о б - норми амортизації в базовому та інтенсифікованому режимах роботи обладнання;

До 6 - балансова вартість обладнання, грн;

К в - капітальні витрати на інтенсифікацію режиму, руб.

Якщо виділити енергетичну складову в собівартості промислової продукції, формула (5) прийме вигляд:

, (114)

де b б і b і - питомі витрати енергоресурсів (в умовному паливі) в базовому та інтенсифікованому режимах роботи, т у.т / од. продукції;

s (пбе) 6 і s (пбе) і - умовно-постійна складова собівартості без енергетичної частини в базовому та інтенсифікованому режимах роботи, руб / од. продукції.

Введення додаткових пристроїв з метою підвищення продуктивності або покращення режимів пов'язано з удосконаленням виробничих процесів при таких варіантах його реалізації:

1) встановлення додаткового обладнання (основного або допоміжного) для впорядкування виробничого процесу, так звана «розшивання вузьких місць», лімітований загальну продуктивність ділянки, цеху, підприємства;

2) встановлення додаткового енергетичного обладнання та пристроїв для поліпшення енергозабезпечення споживачів, в тому числі для підвищення якості (надійності) енергопостачання - місцева, локальна реконструкція енергогосподарства;

3) встановлення пристроїв, керуючих процесами основного та енергетичного виробництва, в тому числі при виробленні, передачі та споживанні енергоресурсів, що оптимізують їх і скорочують втрати і витрати енергії - автоматизація процесів, поліпшення приладового обліку, введення пристроїв місцевого або централізованого контролю та регулювання і т. п.

У першому і другому варіантах енергоекономічні оцінка може проводитися так само, як при модернізації устаткування, у третьому - як для інтенсифікації виробничих процесів.

Зміна параметрів обладнання, як правило, має призвести до інтенсифікації виробництва, і економічна оцінка проводиться за тими ж показниками. Для основного технологічного устаткування це можливо як за інтенсивністю (збільшення завантаження, заповнення апаратів, підвищення швидкості процесів), так і по екстенсивності - для періодичних процесів (збільшення часу роботи, зниження простоїв, в тому числі під завантаженням і вивантаженням, скорочення холостих ходів і т . п.). Зміна параметрів в енергетиці підприємства пов'язано або з збільшенням завантаження енергообладнання, наприклад двигунів; або з підвищенням параметрів енергії, зокрема, давно запропонований переклад внутрішньозаводського електропостачання на напругу 660 В; або зі зміною схем перетворення енергії - тиристорні перетворювачі частоти струму замість мотор-генераторів.

Підвищення корисного використання енергії в технологічних установках досягається і при технічному переозброєнні, і при модернізації, і при інтенсифікації процесів. Однак можливе поліпшення внутріагрегатного використання енергії на діючому обладнанні при здійсненні порівняно простих заходів. Прикладом може служити нормалізація енерговитрат за результатами енергоекономічного аналізу з скороченням експлуатаційних і режимних втрат і відповідним підвищенням ККД і КПІ. Це досягається майже виключно організаційними заходами, при жорсткому дотриманні технологічної та енергетичної дисципліни, рідко вимагає капітальних витрат. Такі витрати можуть знадобитися на наступному ступені енергоекономічного вдосконалення - при раціоналізації енерговикористання.

Економічний ефект, руб / год, подібних заходів може бути підрахований так:

, (114)

де Ц е - ціна (тариф) енергії, руб / т у.п., руб/кВт- год, руб / Г кал, руб / Г Дж;

b (до) та b (по) - питомі витрати енергії до і після нормалізації (або раціоналізації) енерговикористання, кВт • год на одиницю продукції;

П (по) - обсяг виробництва після нормалізації процесу, од. продукції / рік;

d І рег - можливі додаткові річні витрати з оптимального регулювання процесу, руб / год;

К н - можливі одноразові (капітальні) витрати на захід, руб.

Заходи по раціоналізації енерговикористання в технології різноманітні і принципово можливі на будь-якому обладнанні, в будь-якому процесі. Однак необхідно враховувати технологічні вимоги в поєднанні з енергетичними, і тому такі заходи розробляються і здійснюються в тісній співпраці технологів та енергетиків при обов'язковій техніко-економічної оцінки технологічних, енергетичних та інших наслідків.

Використання ВЕР практично не змінює загальну витрату енергії в агрегаті-джерелі ВЕР, а економія енергії досягається в заміщаються енергетичних установках.

Підвищення надійності енергопостачання та роботи енергообладнання має запобігти економічний збиток від аварійних зупинок виробництва, що супроводжуються також значними енергетичними втратами через:

продукції, яку витратили в шлюб, на виготовлення якої вже витрачена енергія;

псування обладнання, на ремонт якого повинні бути витрачені матеріали, праця і енергія;

прямих втрат енергоносіїв, наприклад при аварійному зливі конденсату;

енерговитрат на пуск устаткування після аварійного простою, причому при цих пусках якесь, іноді досить тривалий час йде робота на холостому ходу та ін

Економічний ефект від підвищення надійності енергопостачання та енергоустаткування Е н, руб / год, визначається зіставленням додаткових капіталовкладень, потрібних для цього К н, руб, додаткових витрат при експлуатації пристроїв, що підвищують надійність І н, руб / год, з величиною предотвращаемого середнього економічного збитку від перерв енергоживлення Y 0, руб / год, помноженого на параметр потоку відмов у системі енергопостачання ω:

, (114)

Отже, економічні оцінки ефективності енергозберігаючих заходів можуть проводитися за формулами (1) - (7). У більшості випадків тут обчислюється ефект у грошовому вираженні, причому він належить не до енергогосподарства, а до всього промисловому підприємству. Це ще раз доводить економічний і технологічну єдність основного промислового виробництва та промислової енергетики.

Енергозберігаюча політика може і повинна стати економічним важелем для успішної, конкурентоспроможної діяльності підприємства на ринку, де з її допомогою можна отримати додатковий прибуток. Найбільш ефективно ця політика проводиться при організації внутрішньовиробничого комерційного розрахунку та системи економічних претензій енергослужби у відносинах із заводськими споживачами енергії і енергетичних послуг.

Таким чином, енергозбереження на збагачувальній фабриці «Нерюнгрінська»:

є складовою частиною загальнодержавної національної енергозберігаючої політики, яка, мабуть, в найближчі роки буде проводитися на основі цільової комплексної програми з ресурсним забезпеченням;

незалежно від загальнодержавних завдань має принести економіці підприємства істотну користь у вигляді додаткового прибутку при зниженні енергетичної складової витрат промислового виробництва;

може здійснюватися при технічному переозброєнні, модернізації обладнання, інтенсифікації процесів, введення додаткових пристроїв, зміну параметрів, підвищення ККД і КПІ установок за рахунок скорочення енергетичних втрат, використанні ВЕР і при підвищенні надійності енергопостачання та роботи енергообладнання;

конкретні заходи можуть виявлятися при здійсненні цих напрямків у кожному елементі систем енергопостачання та енерговикористання, у всьому енергетичному та енерговикористовуючого комплексі (в енергетиці) промислового підприємства;

економічна ефективність кожного енергозберігаючого заходу має бути визначена техніко-економічними розрахунками, в результаті чого, а також за деякими економіко-технологічних міркувань, можна скласти перспективний план таких заходів з ресурсним забезпеченням, ранжируваний за термінами їх здійснення.

10. БЕЗПЕКА І ЕКОЛОГІЧНІСТЬ

Техніка безпеки при роботі на комутаційних апаратах і в комплектних розподільних пристроях.

Перед допуском до роботи на комутаційних апаратах з дистанційним управлінням повинні бути:

  • відключені допоміжні кола (керування, сигналізації, підігріву та інші) і силові ланцюги приводу;

  • закриті засувки на трубопроводі подачі повітря і бак вимикачів або на пневматичні приводи і випущений в атмосферу наявний у них повітря, при цьому спускні пробки (клапани) залишаються у відкритому положенні;

  • наведені у положення вимикає вантаж або вимикають пружини;

  • вивішені плакати "Не вмикати! Працюють люди »на ключах дистанційного керування і" Не відкривати! Працюють люди »на закритих засувках.

Для пробних включень і відключень комутаційного апарата при його налагодження та регулювання допускається тимчасове включення допоміжних ланцюгів та силових ланцюгів приводу, а також подача повітря і на привід і на вимикач. При цьому повинні бути зняті плакати «Не вмикати! Працюють люди »і« Не відкривати! Працюють люди ».

З дозволу чергового працівник, провідний наладку і регулювання, може дистанційно включати і відключати комутаційний апарат для випробування. В електроустановках без місцевого чергового персоналу такого дозволу не потрібно.

При роботі у відсіку шаф КРУ візок з обладнанням необхідно викотити, шторку відсіку, в якому струмовідні частини залишилися під напругою, замкнути на замок і вивісити плакат «Стій! Напруга »; у відсіку, де належить працювати, вивісити плакат« Працювати тут ».

При роботах поза КРУ на підключеному до них обладнанні або на відхідних ПЛ або КЛ візок з вимикачем необхідно викотити з шафи, шторку або дверцята замкнути на замок і на них вивісити плакат «Не вмикати! Працюють люди "або" Не вмикати! Робота на лінії ».

При цьому допускається:

  • встановлювати візок в контрольне положення при наявності блокування між заземлювальними ножами і візком з вимикачем після включення цих ножів;

  • за відсутності такого блокування або заземлювальних ножів в шафах КРУ встановлювати візок в проміжне положення між контрольним та вирячених за умови замикання її на замок. Візок може бути встановлена ​​в проміжне положення незалежно від наявності заземлення на приєднанні.

Встановлювати в контрольне положення візок з вимикачем для випробування та роботи з метою управління та захисту дозволяється в тих випадках, коли роботи поза КРУ на відхідних ПЛ і КЛ або на підключеному до них обладнанні, включаючи механізми, з'єднані з електродвигунами, не проводяться або виконано заземлення в шафі КРУ. / 1 /

Заходи безпеки при монтажі кабельних ліній.

Риття траншеї для прокладки кабелів дозволяється тільки після отримання керівником робіт письмового дозволу від організації, що експлуатує підземні комунікації (кабелі, газопроводи тощо), що знаходяться в районі проходження траси знову прокладається кабелю. На кресленні траси кабелю точно вказують всі перетинаються підземні комунікації, місця перетинів повинні бути позначені і зазначені виробником робіт на місцевості.

Перетинаються підземні комунікації дозволяється розкривати при ритті траншеї тільки у присутності виконавця робіт чи майстра. Розтин пересікаються діючих кабельних ліній допускається виконувати тільки в присутності спостерігає від організації, що експлуатує діючу лінію. Спостерігає зобов'язаний припинити роботу, якщо він вважатиме її виконання небезпечним для працюючих.

У безпосередній близькості від діючих підземних комунікацій грунт розробляють вручну лопатами без різких ударів. При цьому забороняється застосовувати ударні інструменти (ломи, кирки, клини та пневматичні інструменти).

Під час риття траншей враховують допустимі укоси для відповідних грунтів і в необхідних випадках надійно розкріплюють стінки траншей і котлованів від обвалення. Грунт, виймаємо з траншеї, розміщують не ближче 0,5 м від бровки траншеї або котловану по один бік. По інший бік розміщують матеріал дорожнього покриття.

Механізми, лебідки, кабельні барабани та інші вантажі дозволяється розміщувати тільки за межами призми природного обвалення грунту, при цьому відстань від краю траншеї до вантажів повинен бути не менше глибини траншеї. Якщо цього виконати не можна, то стінки повинні бути розкріплені.

Не допускається користуватися кріпленням стінок траншеї для спуску в неї. При глибині траншеї більше 1 м для спускав траншею повинні бути встановлені сходи або драбини. У тих місцях, де відбувається рух людей і транспорту, траншея повинна бути огороджена або повинні бути вивішені попереджувальні плакати, а в темний час доби в цих місцях повинні бути встановлені попереджувальні вогні.

Розвантаження і перекочування барабанів з кабелем, а також розмотування кабелю з барабанів і його прокладку необхідно робити в брезентових рукавицях. Перед початком перекочування барабана або розмотування кабелю необхідно видалити з щік барабана стирчать цвяхи та вжити заходів щодо запобігання загарбання одягу робітників виступаючими частинами барабана. Необхідно також перед початком перекочування міцно закріпити кінець кабелю.

Розмотування кабелю дозволяється проводити тільки за наявності пристосування для пригальмовування барабана. Допускається для цієї мети застосовувати дошку.

Кабельний барабан з Розкачувальний валом (віссю) повинен бути встановлений на домкратах або спеціальному візку.

При необхідності прогріву кабелю перед прокладкою допускається застосовувати напругу не вище 250 В. При напрузі вище 42 В броня і оболонка кабелю, а також усі металеві корпуси апаратів, застосовуваних при прогріванні, повинні бути заземлені.

Під час розмотування кабелю лебідкою по роликах, а також при раскатке вручну на поворотах траси встановлюють кутові ролики. Підтримувати кабель на поворотах траси вручну забороняється. Не дозволяється також при раскатке кабелю ставити робочих всередині кутів повороту траси. У разі прокладання кабелю по складній трасі з проміжними колодязями або поверховими камерами для робітників, які перебувають в колодязі і в камерах, повинна бути забезпечена подача команд через зв'язкових.

При механізованої протяжці кабелю особливу увагу слід звертати на зачалювання кінця кабелю до троса лебідки або тягне механізму - воно має бути надійним і не повинна допускати зриву кабелю під час тяжіння. При цьому за допомогою динамометра контролюють зусилля натягу, яке не повинно перевищувати допустимого.

В кінці розмотування барабана, коли на ньому залишається кілька витків, необхідно пригальмувати барабан щоб уникнути удару кінцем кабелю. Забороняється проводити розкочування і протяжку кабелю з приставних сходів і драбин.

При протяжці кабелю всередині приміщень через отвір в стіні робітники повинні бути поставлені по обидва боки прорізу. При протяжці кабелю в трубі слід дотримуватися обережності проти затягування в трубу руки чи одягу робочого разом з кабелем. Підтримувати кабель перед отвором або трубою слід не ближче ніж за 1 м.

Прокладання кабелю на висоті слід виконувати з риштувань, підмостків або вишок з перилами висотою не менше 1 м, які мають бортові дошки заввишки не менше 150 мм.

При роботі в кабельних колодязях, тунелях і колекторах необхідно дотримуватися особливих застережних заходів:

  • перед початком роботи має бути підтверджено відсутність горючих і задушливих газів, при цьому перевірка вогнем забороняється;

  • відкритий люк колодязя захищають або встановлюють біля нього попереджувальний знак;

  • забороняється розігрівати в колодязі мастику, припой або розпалювати паяльну лампу - всі ці операції слід робити тільки зовні;

  • розплавлений припій і розігріту мастику слід опускати в колодязь у закритих каструлях або ковшах, що прикріплюються до сталевого тросу на карабіні.

Якщо біля відкритого люка колодязя чергує монтер зі складу бригади, то в колодязі дозволяється працювати одній людині, якщо він має кваліфікацію не нижче III групи.

У тунелях і колекторах після перевірки відсутності газів дозволяється при дотриманні заходів пожежної безпеки розпалювати паяльні лампи і жаровні, розігрівати припой. Розігрів кабельної мастики слід виробляти поза приміщенням. Під час роботи повинні бути відкриті два люки або двоє дверей так, щоб працюючі знаходилися між ними. Для освітлення місця роботи в колодязях, а також у тунелях і колекторах при недостатності постійного освітлення застосовують переносні лампи 12 В або акумуляторні ліхтарі.

При монтажі кабельних заделок із застосуванням лаків і епоксидного компаунда слід керуватися інструкцією, яка передбачає заходи захисту проти токсичності цих матеріалів.

При монтажі кабельних заделок із застосуванням мастики розігрів її роблять у спеціальних каструлях з кришкою і носиком для зливу. Температуру мастики при розігріві контролюють за термометром. Температуру має визначити і вказати керівник робіт (виконроб, майстер). Мастику не можна доводити до кипіння. Забороняється проводити розігрів мастики в закритій банці. Влітку банку з мастикою злегка підігрівають, попередньо знявши кришку, до текучого стану і переливають обережно в каструлю.

При підігріванні кабельної мастики і припою в холодну пору року перемішування виробляють попередньо підігрітим сталевим прутком або ложкою, щоб уникнути попадання вологи, здатної викликати розбризкування припою або мастики.

Каструлю з підігрітою мастикою забороняється передавати з рук в руки. При передачі каструлю слід ставити на землю і брати тільки з землі. Працювати з розігрітою мастикою або припоєм слід у рукавицях і запобіжних окулярах.

При роботі з епоксидним компаундом і отверджувачами слід уникати їх зіткнення з шкірою до повного затвердіння. Необхідно при роботі користуватися спецодягом і запобіжними засобами: халатом, бавовняної шапочкою, окулярами та медичними гумовими рукавичками.

Потрапив на шкіру епоксидний компаунд або затверджувач змивають гарячою водою з милом, після чого це місце шкіри змазують жирної маззю на основі ланоліну, вазеліну або касторової олії. Дозволяється очищати шкіру ацетоном. Застосовувати бензол, толуол, чотирихлористий вуглець та інші токсичні розчинники забороняється. Очищення інструменту виробляють ацетоном. Поблизу робіт з епоксидним компаундом забороняється зберігати і приймати їжу, а також палити.

10.1 Екологічність

Займання масла.

Особливості даної станції і характер споруд вимагають при проектуванні вжиття заходів щодо захисту обладнання при пожежі.

Це відноситься до силових трансформаторів, до масляних вимикачів, складах масла і т.д. При пожежі може виникнути витік масла, що негативно позначається на навколишньому середовищі. Тому під силовими трансформаторами передбачаються маслостокі і маслоприемник, які повинні міститися в справному стані для виключення при аварії розтікання масла і попадання його в кабельні канали та інші споруди.

У межах бортових споруд маслопріємника гравійна засипка повинна міститися в чистому стані. Бортові огородження маслопріємному пристроїв повинні виконуватися по всьому периметру гравійної засипки. У місцях викочування трансформаторів огорожа повинна запобігати розтікання масла і виконуватись з матеріалу, легко забирається при ремонтах з подальшим відновленням його цілісності.

Вводи кабельних ліній у шафах керування, захисту і автоматики повинні бути ретельно ущільнені водостійким неспаленим матеріалом.

При виявленні свіжих крапель масла на гравійної засипки або маслоприемник негайно повинні бути вжиті заходи по виявленню джерел їх появи і запобігання нових надходжень з дотриманням заходів безпеки на працюючому маслонаповненому обладнанні.

При пожежі на трансформаторі забороняється зливати масло з корпусу, тому що це може призвести до поширення вогню / 3 /.

10.2 Економія ресурсів

При тривалому впливі струмів к.з. на вимикачі, відбувається "злипання" і вигорання контактів, що призводить до масштабної аварії дорогого силового електрообладнання, а також до істотного забруднення навколишнього середовища.

При протіканні по кабелю струму, що перевищує тривало допустимий, відбувається перегрів кабелю, що веде до вигоряння ізоляції. Виділяються при цьому гази не тільки забруднюють атмосферу, але й небезпечно впливають на життя людей.

При тривалому протіканні струму к.з. через силовий трансформатор відбувається перегрів масляної ізоляції, що може призвести до витікання масла, а потім і до пожежі. Витік трансформаторного масла може істотно вплинути на навколишнє середовище, а горіння нафтопродуктів призводить до забруднення атмосфери. Заходи, що застосовуються для запобігання розтікання масла, а також для попередження викидів в атмосферу продуктів його горіння розглянуті далі.

Несвоєчасне відключення струму к.з. призводить до виведення з ладу силового обладнання. Отже, більш надійне і своєчасне відключення веде до економії землі, металу, електроенергії і т.д., які будуть витрачені на виробництво нового обладнання, натомість вийшов з ладу пошкодженого обладнання.

Згідно / 4 /, при роботі енергоустановок повинні бути вжиті заходи для попередження впливу на ОС викидів забруднюючих речовин в атмосферу і скидів стічних вод у водойми, а також для обмеження шуму в прилеглих районах. Основним джерелом шуму є трансформатори. Для захисту прилеглих об'єктів від шуму трансформаторів передбачається установка шумозахисних екранів.

10.3 Пожежна безпека

Загальні положення.

До складу головного корпусу, що підлягає протипожежному захисту, входять:

  • електроприміщення з електрообладнанням, кабельними коридорами.

  • трансформаторних майданчиків.

- Майстернями і прилеглим до нього центральним пультом управління з подпультовим приміщенням.

  • виробничо-технологічний корпус безпосередньо примикає до СТО.

  • кабельний тунель, що складається з двох кабельних і одного загальностанційного відсіків і вертикальна кабельна шахта, що з'єднує будинок головного корпусу з всередині цеховими розподільними пристроями;

На вказаних об'єктах передбачено зовнішнє та внутрішнє пожежогасіння через гідранти і пожежні крани.

Крім цього, передбачені установка автоматичного пожежогасіння, розпиленою водою для основного електротехнічного обладнання та кабельних приміщень (кабельні коридори, тунелі і шахти, подпультовое приміщення ОФФ.

У всіх будівлях електростанції повинен дотримуватися встановлений протипожежний режим для забезпечення нормальних і безпечних умов праці персоналу відповідно до вимог цих "Правил пожежної безпеки".

У будинках передбачаються евакуаційні виходи, що відповідає вимогам СНиП 2.01.02-85 і СНиП 2.09.02-85. На шляхах евакуації повинно підтримуватися в справному стані робоче й аварійне освітлення, повинні бути встановлені покажчики для виходу персоналу. Двері на шляхах евакуації відкриваються у напрямку виходу з будівлі.

Заповнення резервуарів водою здійснюється від господарсько-питного водопроводу.

Запуск насосів при виникненні пожежі проводиться дистанційно від пускових кнопок, розташованих у пожежних кранів. Вода при гасінні пожежі в приміщеннях будівлі відводиться в загальностанційне дренажну систему.

Відкритий склад масла виконаний у вигляді металевих баків на бетонних фундаментах. Склади масла обгороджені неспаленим огорожею висотою 2м Згідно "Норм технологічного проектування" для запобігання розтікання масла та розповсюдження пожежі при аварії виконуються маслоприемник, громовідводи, маслосборнік. Бортові огородження маслоприемник виконуються по всьому периметру гравійної засипки без розривів висотою 150 мм над землею.

Для організації пожежної служби передбачено два пождепо. Одне з них на 4 автохода розташоване на території комунальної зони, і обслуговує споруди в радіусі 2 км. Пождепо на два автохода розташоване в спеціально обладнаному приміщенні біля ОФ «Нерюнгрінська».

Порядок організації гасіння пожеж на обладнанні енергетичних об'єктів під напругою 0,4 кВ.

Необхідність гасіння пожежі на елементах обладнання, що знаходиться під напругою до 0,4 кВ, визначається неможливістю зняти напругу змінного і постійного струму з ланцюгів вторинної комутації через неприпустимість втрати керування устаткуванням, що може призвести до тяжких наслідків для технології енергетичного виробництва та режиму роботи енергосистеми .

При виникненні пожежі начальником зміни станції видається письмовий допуск на гасіння енергетичного обладнання під напругою до 0,4 кВ, що рекомендується оформляти заздалегідь з урахуванням вимог оперативних карток пожежогасіння і зберігати на щиті управління.

Обладнання, не захищене автоматичними установками пожежогасіння, допускається гасити з використанням наявних вогнегасних засобів і прийняттям необхідних заходів безпеки особами, які беруть участь у гасінні.

Обладнання електростанції, що знаходиться під напругою вище 0,4 кВ перед допуском до гасіння пожежі, повинно бути знеструмлена.

На кожному енергетичному підприємстві розпорядженням головного інженера (технічного керівника) визначається конкретне обладнання, яке за умовами технології не може бути знеструмлено у разі виникнення пожежі.

Для приміщень (споруд) з енергетичним обладнанням напругою до 0,4 кВ, яке не може бути знеструмлено при пожежі, коректуються або розробляються знову оперативні картки дій при пожежі. У них вказується:

  • розташування не знеструмленому обладнання;

  • необхідні операції з відключення енергетичного обладнання, що знаходиться в зоні пожежі;

  • місця розміщення заземлюючих пристроїв, захисних засобів і засобів пожежогасіння;

  • можливі маршрути руху бойових розрахунків до місця пожежі.

Вимоги безпеки при виконанні робіт з гасіння пожежі.

Пожежі на обладнанні, що знаходяться під напругою до 0,4 кВ, допускається гасити розпорошеними струменями води, що подається з ручних пожежних стволів з ​​відстані не менше 5 метрів. Гасіння компактними струменями води не допускається.

При гасінні пожежі повітряно-механічною піною з об'ємним заповненням приміщення (тунелю) необхідно здійснити заземлення піногенераторів і насосів пожежних автомобілів. Водій пожежного автомобіля повинен працювати в діелектричних рукавичках і ботах.

При гасінні пожежі вогнегасниками, необхідно дотримуватися безпечні відстані, вказані в таблиці 20. Допускається використання інших видів вогнегасників, що мають сертифікати та відповідають технічним умовам заводів-виготовлювачів. Гасіння пінними вогнегасниками не допускається.

Таблиця 20 - Види вогнегасників, застосовувані для гасіння обладнання, що знаходиться під напругою.

Напруга, кВ

Безпечна відстань до електроустановки

Вид вогнегасників

до 10 кВ

до 1 кВ

до 0,4 кВ

не менше 1 метра

не менше 1 метра

не менше 1 метра

вуглекислотні

порошкові

хладонові

При гасінні електроустановок розпорошеними струменями води особовий склад підрозділів Державної протипожежної служби МВС Росії, відомчої пожежної охорони та персонал енергопідприємств зобов'язаний виконувати наступні вимоги:

  • працювати із засобами пожежогасіння в діелектричних рукавичках і ботах, а при задимленні - у засобах індивідуального захисту органів дихання;

  • знаходиться на безпечній відстані до електроустановок;

  • заземлити пожежний ствол і насос пожежного автомобіля.

Особовий склад підрозділів Державної протипожежної служби МВС Росії, відомчої пожежної охорони та персоналу забороняється:

  • самостійно здійснювати будь-які відключення та інші операції з електрообладнанням;

  • здійснювати гасіння пожежі в сильно задимлених приміщеннях з видимістю менше 5 метрів;

  • використовувати в якості вогнегасної речовини морську воду, а також воду з додаванням піноутворювачів, змочувачів і солей.

Необхідна кількість електрозахисних засобів на об'єкті для підрозділів пожежної охорони, що залучаються до гасіння пожеж, визначається під час розроблення планів пожежогасіння (оперативних карток).

Особовий склад підрозділів Державної протипожежної служби повинен не рідше одного разу на рік проходити інструктаж і брати участь у протипожежних тренуваннях на спеціальних полігонах (тренажерах) для вивчення та відпрацювання дій з ліквідації пожеж на електроустановках, що знаходяться під напругою.

Бойові позиції пожежних, з урахуванням безпечних відстаней до конкретних електроустановок, визначаються і уточнюються в ході проведення пожежно-тактичних занять, а потім заносяться в план пожежогасіння (оперативні картки).

ВИСНОВОК

У результаті виконання дипломного проекту на тему «Розвиток системи електропостачання гірничо-збагачувальної фабрики« Нерюнгрінська »були виконані основні завдання, поставлені в завданні на проектування, усунені наявні недоліки існуючого в даний час варіанту і досягнуті наступні позитивні результати.

Даний дипломний проект розроблений на основі застосування затверджених типів конструкцій та обладнання серійного заводського виготовлення з дотриманням всіх вимог нормативно-технічної документації.

Вибрані при цьому схеми розподільчих забезпечують надійну передачу потоків потужності через трансформатори на бік нижчої напруг і дає можливість забезпечити безперебійне електропостачання споживачів при виведенні у ремонт кожного з елементів, і разом з тим відрізняються відносною простотою і економічністю.

Згідно з розрахунками, виробленим в проекті, обладнання ПС, КТП і РУ стійко до дії струмів КЗ, вибраний з урахуванням вимог в частині кліматичного виконання і категорій розміщення і здатне виконувати свої функції в нормальних і аварійних режимах роботи.

Крім того, були обрані пристрої релейного захисту та автоматики на РУ, що забезпечує надійність і безпека експлуатації устаткування, а також зводить до мінімуму можливі перерви електропостачання.

Проведено аналіз безпеки і екологічності СЕС, з результатів якого випливає, що при дотриманні правил технічної експлуатації, а також вимог техніки безпеки і пожежної безпеки, експлуатація СЕС за даним проектом безпечна.

З результатів розрахунків, вироблених в проекті, випливає, що розвиток СЕС гірничо-збагачувальної фабрики «Нерюнгрінська» необхідна і вигідна.

Список використаних джерел

  1. Вказівки з розрахунку електричних навантажень (технічний циркуляр ВНИПИ Важпромелектропроект № 358-90 від 1 серпня 1990 р.)

  2. Довідник з проектування електропостачання: Електроустановки промислових підприємств / За заг. ред. Ю. М. Тищенко та ін-М.: Вища школа, 1990 р. 576 с

  3. А.А. Федоров, В.В. Каменєва. Основи електропостачання промислових підприємств: Підручник для вузів. -4-е вид., Перераб. і доп. -М.: Вища школа, 1984 р. 472 с.

  4. Л.Л. Коновалова, Рожкова Л.Д. Електропостачання промислових підприємств і установок: Учеб. посібник для технікумів. -М.: Вища школа, 1989 р. 528 с.

  5. А.А. Федоров, Л.Є. Старкова. Навчальний посібник для курсового і дипломного проектування з електропостачання проомишленних підприємств: Учеб. посібник для вузів. -М.: Вища школа, 1987 р. 368 с.

  6. Керівні вказівки за розрахунком струмів короткого замикання і вибором електроустаткування. РД-153-34.0-20.527-98. Москва, «Видавництво НЦ ЕНАС», 2001р., С.151

  7. Б.М. Неклепаев, І.П. Крючков. Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. -М.: Вища школа, 1989 р. 608 с.

  8. В.І. Ідельчік Електричні системи та мережі. М.: Вища школа, 1989 р. 592 с.

  9. Електротехнічний довідник: У 4 т. Т.2. Електротехнічні вироби та пристрої / За заг. ред. професорів МЕІ В.Г. Герасимова та ін (гол. ред. І. М. Орлов) - 8-е изд., Испр. і доп. - М.: Видавництво МЕІ, 2001 р. 518 с.

  10. Рожкова Л.Д. Козулін В.С. Електрообладнання станцій та підстанцій: Підручник для технікумів - 3-е изд., Перераб. і доп. - К.:, 1987 р. 648 с.

  11. Правила улаштування електроустановок. - СПб.: Видавництво Деан, 2001 р. 928 с.

  12. Шабад М.А. Розрахунки релейного захисту та автоматики розподільних мереж. Вид. 2-е, перераб і доп. - Л.: "Енергія", 1976 р. 288 с.

  13. Правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок. Міністерство енергетики і електрифікації СРСР, Управління з техніки безпеки і промислової санітарії. - 2-е вид., Перераб. і доп. - Благовєщенськ, 1987. - 147с.

  14. Соколов Б.А., Соколова Н.Б. Монтаж електричних установок. - 3-е изд., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1991 .- 592с.: Іл.

  15. Керівний документ «Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств» РД-153.-34.0-03.301-00. - М.: ЗАТ «Енергетичні технології», 2000.-116 с.

  16. Правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок. Міністерство енергетики і електрифікації СРСР, Управління з техніки безпеки і промислової санітарії. - 2-е вид., Перераб. і доп. - Благовєщенськ, 1987. - 147с.

  17. Соколов Б.А., Соколова Н.Б. Монтаж електричних установок. - 3-е изд., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1991 .- 592с.: Іл.

  18. Керівний документ «Правила пожежної безпеки для енергетичних підприємств» РД-153.-34.0-03.301-00. - М.: ЗАТ «Енергетичні технології», 2000.-116 с.

1

2. Л.Л. Коновалова, Рожкова Л.Д. Електропостачання промислових підприємств і установок: Учеб. посібник для технікумів. -М.: Вища школа, 1989 р. 528 с.

3. А.А. Федоров, Л.Є. Старкова. Навчальний посібник для курсового і дипломного проектування з електропостачання промислових підприємств: Учеб. посібник для вузів. -М.: Вища школа, 1987 р.

158


Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Диплом
399.5кб. | скачати


Схожі роботи:
Проект відділення подрібнення збагачувальної фабрики
Економічне проектування швейної фабрики
Розробка проекту бавовнопрядильної фабрики
Економічне проектування швейної фабрики
Проектування ділянки льнопрядильная фабрики
Діяльність Запорізької взуттєвої фабрики Міда
Історія фабрики жувальної гумки Wrigley
Діяльність Запорізької взуттєвої фабрики Міда 2
Реконструкція водопостачання
© Усі права захищені
написати до нас