Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

Министерство образования и науки РФ Государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра Электрической техники Пояснительная записка К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

140 610 «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений»

Тема"Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода"

г.Омск

Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода Исходные данные на проектирование.

1. Генеральный план.

2. Мощность системы 650 MBА.

3. Питание предприятия можно осуществить от подстанции энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

4. Индуктивное сопротивление системы (Хс) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классами напряжения 220, 110, 35 кВ.

5. Расстояние от источника питания до завода 5 км.

6. Сведения об электрических нагрузках представлены в табл.1

Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода

Рисунок 1. Генеральный план нефтеперерабатывающего завода

Аннотация Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжение нефтеперерабатывающего завода.

Содержание проекта охватывает основные вопросы электроснабжения промышленного предприятия: характер работы электроприемников, электрические нагрузки, выбор параметров системы электроснабжения и системы распределения промышленного предприятия, определение места расположения питающей подстанции, расчёт токов короткого замыкания, выбор и проверка оборудования, разработка однолинейной схемы электроснабжения предприятия, расчёт релейной защиты силового трансформатора. Условия задания представлены таковыми, что необходим выбор рационального распределения напряжения, схемы питания, в связи с чем необходим технико-экономический расчет.

Кроме основной темы, проект содержит следующие разделы:

1. Выбор средств компенсации реактивной мощности;

2. Технико-экономический расчет рационального напряжения питания;

3. Безопасность жизнедеятельности на предприятии.

4. Расчёт режима системы электроснабжения.

СОДЕРЖАНИЕ Введение

1. Описание технологического процесса

2. Определение расчетных электрических нагрузок

3. Расчет и выбор компенсирующих устройств

4. Выбор системы питания

4.1 Определение центра электрических загрузок

4.2 Выбор места расположения ППЭ

4.3 Выбор рационального напряжения питания

4.3.1 Технико-экономический расчет

4.3.2 ТЭР питающего напряжения 110 кВ

4.3.3 ТЭР питающего напряжения 220 кВ

4.4 Выбор трансформаторов ППЭ

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

4.5.1 Выбор сечения питающей ЛЭП

4.6 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения

5. Выбор системы распределения

5.1 Выбор напряжения распределения

5.2 Выбор числа РП 6 кВ, ТП 6/0,4 кВ и мест их расположения

5.3 Определение мощности и количества цеховых ТП 6/0,4 кВ

5.4 Выбор способа, схемы канализации электрической энергии и сечений кабельных линий 6 кВ

6. Расчет токов короткого замыкания в системе ЭСПП

7. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения нефтеперерабатывабщего завода

7.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей на головном участке ЛЭП 110 кВ

7.2 Выбор и проверка разъединителей на головном участке ЛЭП 110 кВ.

7.3 Выбор вводного выключателя

7.4 Выбор выключателя отходящей кабельной линии

7.5 Выбор межсекционных выключателей на ПГВ

7.6 Выбор трансформаторов тока в вводной ячейке 6 кВ

7.7 Выбор трансформаторов напряжения для секции шин 6 кВ

7.8 Выбор автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ

7.9 Выбор защитных аппаратов высокого напряжения

7.10 Выбор выключателя нагрузки с предохранителем при питании ЦТП магистральной линией.

7.11 Проверка кабелей на термическую стойкость.

8. Релейная защита и автоматика (релейная зашита и МТЗ трансформатора ППЭ)

8.1 Расчет токов короткого замыкания.

8.2 Релейная защита элементов ПГВ 110 кВ

8.3 Расчет дифференциальной защиты трансформатора

8.4 Расчёт МТЗ трансформатора

9. Специальный вопрос

10. Безопасность жизни-деятельности 0

10.1 Особенности организации труда женщин и подростков

10.2 Виды и принцип действия пожарной сигнализации Заключение Список литературы

Введение

Современная рационально выполненная система электроснабжения промышленного предприятия должна быть экономичной, надежной, безопасной, удобной в эксплуатации, а также должна обеспечивать надлежащее качество энергии, предусматривать гибкость системы, обеспечивающая возможность расширения при развитии предприятия без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны по возможности приниматься решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций и решалась в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т. п. основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий:

1. Рациональное и правильное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3. Применение переменного оперативного тока для устройств релейной защиты и автоматики.

4. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

5. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

1. Описание технологического процесса Нефтеперерабатывающие предприятия производят топливо для двигателей и самолетов, дизельное топливо, мазут, сжиженный нефтяной газ, смазочные масла и сырье для химических заводов. Сырая нефть очищается до нафты, которая служит сырьем для производства ацетилена, метанола, аммиака и многих других химикатов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) состоят из отдельных комплексных технологических установок, число которых принимается в соответствии с годовой производительностью НПЗ. Производительность НПЗ достигает до 20 млн т. продукции в год. В зависимости от выбранного ассортимента выпускаемой продукции изменяется технологическая схема НПЗ. Различные технологические схемы НПЗ изменяют и глубину переработки нефти.

На НПЗ имеются разнообразные электроприемники технологических установок общезаводского характера, из которых наиболее мощными являются блоки оборотной воды с насосными станциями мощностью несколько тысяч киловатт и товарно-сырьевая база с многочисленными насосами. Особенность НПЗ — множество различных двигателей, асинхронных и синхронных, используемых для приводов мощных насосных станций и компрессорных установок различного назначения.

Особо нужно обратить внимание на электроснабжении постов оперативного управления технологическими установками, категория электроприемников постов — особая группа первой категории.

Теплоэлектростанция часто строится около нефтеперерабатывающего предприятия, так как НПЗ является очень мощным потребителем пара. При отсутствии ТЭЦ требуется устройство заводской котельной.

Схема технологического процесса представлена на рис. 1.1

Рисунок 1.1 Технологический процесс судоремонтного завода.

2. Определение расчетных электрических загрузок Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.

В соответствии с СН 174−75 Определение электрических нагрузок электроприемников с переменным графиком нагрузки на всех ступенях питающих и распределительных сетей следует выполнять, как правило, по методу коэффициента использования и коэффициента максимума в соответствии с действующими указаниями по определению электрических нагрузок в промышленных установках. Учитывая исходные данные, в рамках дипломного проекта будет применяться метод коэффициента спроса, так как он наиболее прост и широко распространен.

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность группы приемников и коэффициенты мощности cos и спроса данной группы, взятых из справочника.

Расчетная нагрузка определяется по следующим выражениям:

(2.1)

.(2.2)

По этим аналитическим выражениям определяют максимум силовой нагрузки цехов. Также необходимо учесть нагрузку искусственного освещения. Эта нагрузка как правило определяется по удельной плотности Вт/м2 площади цеха (или территории предприятия).

Коэффициенты мощности и коэффициенты спроса для всех цехов приведены в следующей таблице.

Таблица 2.1 Ведомость электрических нагрузок завода

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере нефтебазы № 1.

Параметры цеха: Руст = 900 кВт; cos = 0,75; tg = 0,88; Kc = 0,7; 0=2,76 Вт/м2, тогда согласно (2.1) и (2.2) имеем

(кВт),

(кВар) При расчёте осветительной нагрузки цеха (завода) используется метод коэффициента спроса. При этом предполагается, что силовые ЭП и освещение будут подключены к одним и тем же трансформаторам цеховых ТП. В этом случае расчетная мощность осветительной нагрузки будет определяться по формулам

(2.3)

(2.4)

где — удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м² полной площади, Вт/м2,

— площадь цеха (м2),

Kco — коэффициент спроса осветительной нагрузки В качестве источников света используем люминесцентные лампы Согласно (2.3) и (2.4) имеем

(кВт),

(кВар) Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки:

(2.5)

(2.6)

(2.7)

Определяется по выражениям (2.5), (2.6) и (2.7)

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

На данном этапе расчёта цеховые трансформаторы ещё не выбраны, поэтому при определении максимальной нагрузки цеха потери в трансформаторе вычисляются приближённо:

(2.8)

(2.9)

В выражениях (2.8) и (2.9) 0,02 и 0,1 — приблизительные коэффициенты, характерные потерям в цеховых трансформаторах, тогда потери мощности согласно этим выражениям.

(кВт),

(кВАр).

Расчетный максимум цеха определяется с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе:

(2.10)

(2.11)

(2.12)

Используя выражения (2.10), (2.11) и (2.12) имеем

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

Результаты расчета для всех цехов приведены в табл. 2.2

Определим мощность, требуемую на освещение территории завода (для освещения территории завода используются лампы ДРЛ):

(2.13)

(2.14)

(2.15)

Расчёт ведётся согласно выражениям (2.13), (2.14) и (2.15)

(м2),

(кВт),

(кВАр).

После нахождения расчетных максимумов всех цехов, определяем суммарные максимумы на 0,4 и 6 кВ, а после этого находим максимальную нагрузку завода в целом. Согласно Кр.м. = 0,9

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

Для освещения помещений цехов применяются люминесцентные лампы и лампы ДРЛ, для наружного освещения территории завода — ДРЛ.

Площади цехов и лампы, применяемые для освещения цехов, приведены в табл. 2.3

Таблица 2.3 Типы ламп и площади цехов нефтеперерабатывающего завода

3. Расчет и выбор компенсирующих устройств Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности tgцэ. Согласно :

(3.1)

Экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных (активных) нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя согласно выражению (3.1):

(кВАр) Далее определяется мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить у потребителя:

(3.2)

Согласно (3.2)

(кВАр) Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВАр (это экономически нецелесообразно), а также в цехах электроприёмниками которых являются синхронные двигатели.

Определяем величину мощности БСК для производственного цеха № 4 по формуле:

(3.3)

Согласно (3.3)

Величину мощности БСК для остальных цехов сводим в табл. 3.1

Таблица 3.1 — Выбор БСК на 0,4 кВ нефтеперерабатывающего завода

Так как по данным расчётам таблицы видно, что недокомпенсировали реактивную мощность за счёт того что на предприятие имеются электроприёмники 6кВ. Вследствии чего необходимо скомпенсировать её за счёт БСК 6кВ.

Таблица 3.2 — Выбор БСК на 6 кВ нефтеперерабатывающего завода

После выбора БСК производим проверку:

(3.4)

Используя неравенство (3.4) имеем

>4700

Так как недокомпенсация не превышает 10%, то считаем что выбор БСК произведён правильно.

Результаты окончательного расчета нагрузки завода с учетом установки БСК сведены в табл. 3.3

Таблица 3.3 — Расчётные данные цехов с учётом БСК

Находим максимальную нагрузку завода в целом с учетом выбранных компенсирующих устройств

(3.5)

(3.6)

. (3.7)

используя выражения (3.5), (3.6) и (3.7) имеем

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

4. Выбор системы питания Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы (системы) — питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Выбора системы питания будем проводить в следующей последовательности: определим ЦЭН, определим место расположения ППЭ.

4.1 Определение центра электрических загрузок Расчет ЦЭН производится для определения мест расположения цеховых трансформаторных подстанций и пункта приема электрической энергии, а также для построения картограммы нагрузок.

Построение картограммы производится на основании результатов определения расчетных нагрузок цехов. Она строится из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными нагрузками цехов.

Площади кругов пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха.

Радиус круга, характеризующий активную мощность цеха, определяется по формуле:

(4.1.1)

гдеактивная мощностього цеха, — масштаб (m=1 кВт/мм2) .

Угол, характеризующий долю осветительной нагрузки относительно всей расчетной нагрузки цеха, определяется по формуле:

(4.1.2)

где — активная мощность освещенияого цеха.

Произведем расчет на примере производственного цеха № 1, используя выражения (4.1.1) и (4.1.2)

(мм) Результаты расчетов сведены в табл. 4.1

Таблица 4.1 Расчётные данные ЦЭН

Координаты ЦЭН находятся по формулам:

; (4.1.3)

; (4.1.4)

Координаты ЦЭН согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(мм,)

(мм) Картограмма нагрузок представлена на рис. 4.2

4.2 Выбор места расположения ППЭ При выбора места расположения пункта приема электрической энергии используем два показателя оптимизации: показатель разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электрических нагрузок.

Разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. Поэтому расположение ППЭ в ЦЭН является наивыгоднейшим по затратам.

Однако в данном конкретном случае установка ППЭ в ЦЭН не представляется возможной из-за отсутствия свободной площади необходимой для размещения подстанции.

Устанавливаем ПГВ в стороне от ЦЭН, учитывая с какой стороны к заводу подводится питание.

Нагрузка 0.4 кВ Нагрузка 6 кВ Доля осветительной нагрузки Рисунок 4.2 Картограмма нагрузок нефтеперерабатывающего завода

4.3 Выбор рационального напряжения питания Выбор рационального напряжения питания производится на основе технико-экономического расчета.

4.3.1 Технико-экономический расчет При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т. е. такие, в которых потребитель получает необходимое количество электроэнергии заданного качества при заданной степени надежности. На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе — оптимальный вариант по технико-экономическим показателям.

Технико-экономическое сравнение является завершающим этапом приближённого расчета нескольких вариантов сети по схеме и по напряжению. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.

Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат (З, руб/год), вычисляемых по следующей формуле:

(4.3.1.1)

где — капитальные вложения, (руб.), необходимые для сооружения сети, предполагается, что строительство ее продолжается в течение одного года;

— ежегодные эксплуатационные расходы, (руб.), предполагаемые неизменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации;

— нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, ;

— возможный ежегодный народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям из-за перерывов электроснабжения, руб.

Ущерб недоотпуска электроэнергии в связи с сложностью расчёта и отсутствием методики расчёта не учитываем.

Капиталовложения в каждом варианте сети можно разделить на капитальные затраты на сооружение линий (Кл), подстанций (Кп/ст)

(4.3.1.2)

— коэффициент индексации цен по отношению к уровню сметных цен на 01.01.1991 г. согласно .

Капитальные затраты учитывать не будем так как для обоих вариантов сравнения они являются одинаковыми.

Эти составляющие капитальных затрат с достаточной точностью можно определить с помощью укрупненных показателей стоимости (УПС) отдельных элементов электрической системы, составленных для средних условий строительства. Величина Кл определяется из выражения

(4.3.1.3)

где: — удельная стоимость одного километра линии;

 — длина линии;

n — количество линий проектируемой сети. Удельная стоимость одного километра линии зависит от номинального напряжения сети, вида и материала опор, сечений проводов и района по гололеду.

Капиталовложения в строительство подстанций включают стоимость силовых трансформаторов, стоимость ячеек закрытых распределительных устройств (ЗРУ) и открытых распределительных устройств (ОРУ), постоянные затраты на строительство подстанций ,

(4.3.1.4)

При учебном проектировании считаем, что на стороне низкого напряжения трансформаторов ППЭ схемы распределительных устройств одинаковы поэтому в расчёт из можно не применять.

Ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) рассчитывают по формуле:

(4.3.1.5)

где: , — ежегодные эксплуатационные издержки на линии электропередачи и оборудование подстанций, руб;

— стоимость годовых потерь электроэнергии в рассматриваемом варианте сети.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети включают амортизационные отчисления (предназначены для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены основных фондов после их износа -) и расходы на обслуживание сети (текущий ремонт, зарплата персонала, общесетевые расходы-).

Амортизационные отчисления определяются для каждого года по сумме капиталовложений предшествующих лет. Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей могут приближенно быть оценены пропорционально стоимости основных фондов (капиталовложениям).

При учебном проектировании достаточно для определения ежегодных издержек пользоваться средними нормами затрат на обслуживание элементов электрических сетей, рекомендуемых для технико-экономических расчетов, а также суммарными ежегодными издержками, включающими амортизационные отчисления.

В этом случае издержки определяются по формулам:

; (4.3.1.6)

где , — средние нормы ежегодных затрат на амортизационные отчисления соответственно для линий и подстанций; , — средние нормы затрат на обслуживание линий и подстанций.

=

=

Тогда выражение (4.3.1.6) с учётом вышеприведённых измерений примет следующий вид

;

Издержки, связанные с потерями электроэнергии, определяется по формуле:

(4.3.1.7)

где: — удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии;

— суммарные потери энергии.

Составляющую ущерба (У) в выражении (4.3.1.1) следует учитывать лишь при сопоставлении схем с различной степенью надежности. Величину ущерба можно определить по удельным показателям надежности основного оборудования сети.

Рекомендуется следующий порядок выполнения технико-экономических расчетов для вариантов с одинаковой надежностью электроснабжения.

1. Определяются капитальные вложения по всем вариантам. При этом одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, можно не учитывать. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам, однако для сопоставимости затраты по всем вариантам должны определяться по одному источнику.

2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети по вариантам.

3. Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии.

4. Определяются приведенные затраты по каждому из сопоставляемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся минимальными приведенными затратами.

Варианты, отличающиеся по приведенным затратам не более, чем на 5%, считаются при сопоставлении отдельных объектов или небольших сетевых узлов равноэкономичными. Выбор рекомендуемого варианта из числа равноэкономичных производится на основе инженерной оценки их характеристик, которые практически сложно учесть в виде экономического эквивалента. Этими характеристиками являются перспективность схемы, удобство эксплуатации, дефицитность материалов и оборудования, серийность применяемого оборудования и т. п. Если рассматриваемые варианты сети имеют разные классы напряжений и их приведенные затраты отличаются не более чем на 15%, следует за основной принимать вариант с более высоким классом напряжения.

Определяем рациональное напряжение питания по формуле:

(4.3.1.8)

где Рз — значение расчетной нагрузки завода, МВт; L — расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

(кВ) Рациональное значение напряжения находится между двумя стандартными значениями 110 кВ и 220 кВ. Технически осуществимы оба варианта, поэтому экономический расчет будет производиться для обоих значений напряжений.

Для обоих вариантов общими являются следующие условия:

Питание осуществляется по двухцепной линии от одного источника.

Воздушные линии длинной L = 5 км выполнены сталеаллюминиевыми проводами марки АС на железобетонных опорах.

Район по гололеду принимаем II.

Так как на предприятии имеются потребители 1 категории, распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н:

Рисунок 4.3.1 Распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н Время использования максимальной нагрузки:

Тмах = 6981,5 (ч) Время максимальных потерь

(4.3.1.9)

(ч) Удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии:

С=2,8 (руб/кВт ч).

Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов jэк = 1 А/мм2 (при Тмах >5000 ч).

4.3.2 Расчет питающего напряжения 110 кВ Питание электроэнергией предприятий и их отдельных объектов с электроприемниками I категории следует осуществлять не менее чем по двум цепям воздушных линий электропередачи, при этом применение двух одноцепных линий вместо одной двухцепной должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

На питающих линиях напряжением 110 кВ и выше применяются металлические опоры. Характеристика местности района проектирования исходными данными не определена, поэтому примем, что все линии выполнены на железобетонных опорах, а район по гололеду для заданного района проектирования — второй.

Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для первого варианта. В стоимость капитальных затрат включены капитальные вложения на сооружение воздушной линии электропередач, открытого распределительного устройства и силовых трансформаторов.

Рассчитаем потери в трансформаторе 110 кВ:

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25 000 кВА типа ТРДНС — 25 000/35. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=36,75кВ; Uнн=6,3/10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=115 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%;

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Расчетный ток в час максимума энергосистемы определяем по формуле:

(4.3.2.1)

(А),

Ток послеаварийного режима питающей линии определяем по следующему выражению:

(4.3.2.2)

(А) Сечение воздушной линии согласно считаем по формуле:

(4.3.2.3)

где — экономическая плотность тока, А/мм2. Так как время Тмах >5000 ч, то для воздушной линии А/мм2.

(мм2).

По результатам расчетов выбираем провод сечением 120 мм² :

АС-120/19

Укрупненные показатели стоимости сооружений линий, распределительных устройств и трансформаторов приведены в. Согласно этим показателям стоимость линий за километр:

двухцепная линия АС-150 — 850 тыс. руб/км, Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб) Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 29 000 = 18 000 (тыс. руб) Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 15 200 (тыс. руб) Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 10 000 (тыс. руб) Стоимость выключателей:

Выбираем выключатели элегазовые марки ВГТ-110II-40/2500У1

Квыкл = 7300*2 = 14 600 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб) Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб) Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

(кВт· год).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И110 =340 + 2890+3762,33=3762,33 (тыс. руб) Приведенные затраты:

З110 = 0,15 66 300 + 6992,33 = 16 937,33 (тыс. руб)

4.3.3 Расчет питающего напряжения 220 кВ Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для второго варианта.

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25 000 кВА типа ТРДН — 25 000/220. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=230 кВ; Uнн=11 кВ; Pхх=45 кВт; Pкз=130 кВт; Uкз%=20%; Iх%=0,9%.

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.3.2.1):

(А),

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.3.2.2):

(А) Сечение воздушной линии

(мм2).

Принимаем провод марки АС-240/32

Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб) Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 212 652 = 25 250 (тыс. руб) Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 32 800 (тыс. руб) Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 16 000 (тыс. руб) Стоимость выключателей:

Квыкл = 215 000 = 30 000 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб) Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб) Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

(кВт· год).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И220 =448 + 5202,5+1894,58 =7545,08 (тыс. руб) Приведенные затраты:

З220 = 0,15 115 250 + 7545,08= 24 832,58 (тыс. руб) Процентное соотношение затрат на 110 и 220 кВ:

;

Результаты расчетов для двух классов напряжений приведены в табл. 4.3.3

Таблица 4.3.3 Результаты ТЭР на 110 кВ и 220 кВ

Согласно технико-экономическому приведенные соотношение затрат меньше 15, и поэтому принимаем 110 кВ.

4.4 Выбор трансформаторов ППЭ Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й категории, то устанавливаем двух трансформаторную подстанцию.

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТу 14 209 — 97. Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия, представленном на рис. 4.3.1, который построен по данным табл. 4.4 и проверяют на послеаварийную перегрузку. Данные табл. 4.4. получены согласно.

Годовой график нагрузки строится по суточным графикам нагрузок и является ступенчатым и упорядоченным, т. е.максимумы нагрузок располагаются в порядке убывания. Принимаем, что рабочих дней в году 249, а выходных 116. Длительность годовых максимумов нагрузки определяется длительностью суточных максимумов нагрузки с учётом выходного дня. По годовому графику нагрузки определяется число часов использования максимума нагрузки Тmax.

Таблица 4.4 Данные суточного графика электрической нагрузки

Рисунок 4.4.1 Суточный график нагрузок нефтеперерабатывающий завода активной и реактивной мощности, с учётом выходного дня.

По суточному графику нагрузки определим среднеквадратичную мощность:

(4.4.1)

Согласно (4.4.1) имеем Проведем предварительный выбор мощности трансформаторов, установленных на ППЭ согласно [1]

(4.4.2)

(В•А.)

Так как на предприятии имеются потребители электроэнергии I и II категории, то на ППЭ необходимо установить 2 трансформатора.

Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДНС — 25 000/110. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=120 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

Проверим его на эксплуатационную перегрузку.

Для наглядного изображения строим график нагрузки рис. 4.4.2

Рисунок 4.4.2 Суточный график полной мощности завода Коэффициент послеаварийной перегрузки:

(4.4.3)

Коэффициент предварительной загрузки согласно определяется следующим выражением:

(4.4.4)

Так как выполняется условие ;, то принимаем равным 0,9К2, тоесть

Из справочника (ГОСТ 14 209,97) по таблице определяем К'2ГОСТ=1,09 (при температуре окружающей среды t=10oC, трансформатор с охлаждением OF).

1,09<1,235, следовательно трансформатор мощностью 25 000 кВ•А не проходит по перегрузке.

Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДН — 40 000/110. Технические параметры: Sном=40 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=6,3/6,3 кВ; Pхх=36 кВт; Pкз=172 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

Проверим его на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки согласно определяется следующим выражением:

.

Коэффициент послеаварийной перегрузки:

Выбираем трансформатор мощностью 40 000 кВ•А проходит по перегрузке, принимаем его к установке.

При построение годового графика электрических нагрузок учтём следующее: выходных дней 116, рабочих 249

Рисунок 4.4.2 Годовой график нагрузки судоремонтного завода Число часов использования максимума Тmax нагрузок определяется по следующему выражению:

(4.4.5)

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций рекомендуется выполнять наиболее простыми.

Установка выключателей на стороне высшего напряжения обеспечивает высокую надёжность системы электроснабжения, их применение приводит к снижению экономических потерь раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно меньше, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок.

Поэтому используется схема ПГВ с установкой выключателей на стороне высшего напряжения.

Рисунок 4.5.1 Мостик в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

4.5.1 Выбор сечения питающей ЛЭП Питание из системы происходит по воздушной линии электропередач. Проведем выбор провода в следующей последовательности:

1. Определяем ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.4.2.1):

(А)

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.4.2.2):

(А)

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности тока:

Экономическая плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 часов в год для ВЛ — 1 А/мм2 согласно [5]

Сечение воздушной линии согласно [5]:

(мм2).

Стандартное сечение проводника .

Принимаем провод марки АС-120/19 (r0 = 0,249 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км) и выполняем ВЛ на опорах 110 кВ. Допустимый ток АС-120/19, Iдоп=390А (390>180,112) т. е.

По полученному сечению выбираем алюминиевый провод марки AC — 120/19 (по условиям короны).

3. Проверяем сечение провода по условию допустимого нагрева. Допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм2 равен 390 А, следовательно IПАР =191,18

4. Проверяем сечение провода по падению напряжения в нормальном и послеаварийном режимах:

, (4.5.1)

Согласно ?Uдоп% = 10% в нормальном и? Uдоп% = 15% в послеаварийном режимах (в зависимости от возможности РПН).

(4.5.2)

(4.5.3)

Используя выражения (4.5.1), (4.5.2) и (4.5.3) имеем

(Ом)

(Ом) Падение напряжения в линии не превышает допустимого.

5. Проверка по условиям коронарного разряда Проверку проводников воздушной линии электропередач по условиям коронного разряда на напряжение 110 кВ осуществляем по условию

FMIN110кВ? 70 мм², в данном случае условие выполняется.

4.6 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ При выборе схемы подключений решающими являются мощность подстанции, определяющее число выводов и секций шин 6−10 кВ; наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей; мощность короткого замыкания на стороне 6−10 кВ, определяющая необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ, и число секций на стороне 6−10 кВ.

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6−10 кВ без реактирования отходящих линий выполняется так, что каждая секция присоединяется к одной ветви обмотки трансформатора 6−10 кВ. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения.

Рисунок 4.6.1 Две секционированные системы шин

5. Выбор системы распределения

5.1 Выбор напряжения распределения Рациональное напряжение Uрац распределения электроэнергии выше 1000 В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ.

При выборе напряжения распределения пользуются следующими условиями. Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10%, то напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ. Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то Uрац распределения принимается равным 6 кВ. При других процентных соотношениях нагрузок выбор рационального напряжения следует осуществлять на основе экономического сравнения вариантов.

Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения

,

Доля нагрузки 6кВ составляет приблизительно 40%, и в соответствии с тем, что технико-экономический расчёт уже был произведён с высокой стороны, и по согласованию с руководителем дипломного проекта принимаем напряжение распределения равным 6кВ.

5.2 Выбор числа РП 6 кВ, ТП 6/0,4 кВ и мест их расположения В целях экономии кабеля цеха, склад (0,4 кВ — синхронные двигатели) предполагается запитывать от распределительного пункта (РП).

Координаты ЦЭН РП для этих цехов согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(м,)

(м.)

Согласно расчётам устанавливаем РП рядом с цехами № 19 и № 20.

При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы, и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным. При невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно (как следующий вариант) рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции применять только в тех случаях, когда:

-от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

-размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по соображениям пожарои взрывобезопасности;

-размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на её оборудование химических веществ.

Будем устанавливать комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и располагать их, по возможности, встроенными в цех. ТП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79−7.3.86 [1], или снаружи, вне взрывоопасных зон.

КТП допускается выполнять примыкающими двумя или тремя стенами к взрывоопасным зонам с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-Iа и В-Iб и к взрывоопасным зонам классов В-II и В-IIа. Запрещается их примыкание более чем одной стеной к взрывоопасной зоне класса В-I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб.

В КТП, примыкающих одной стеной к взрывоопасной зоне класса В — I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб, должна быть предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха в час, обеспечивающая в КТП небольшое избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей.

При выборе числа и мощности трансформаторов необходимо стремится к установке трансформаторов не более двух-трех мощностей с целью облегчения замены поврежденных трансформаторов и сокращению их складского резерва, а также учитывать условия резервирования питания потребителей, и соблюдать экономически целесообразный режим работы.

Потребители 1-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом должно быть обеспечено резервирование всех потребителей. При осуществлении бесперебойного питания от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору.

При питании потребителей 1-й категории от одной подстанции для обеспечения резерва необходимо иметь по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при выходе из строя одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Ввод резервного питания должен осуществляться автоматически.

Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым действиями дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора и складской трансформаторный резерв для нескольких подстанций, питающих потребителей 2-й категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение 10−12 ч. На время замены трансформатора может вводиться ограничение потребителей с учетом перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского трансформаторного резерва.

5.3 Определение мощности и количества цеховых ТП 6/0,4 кВ Определение мощности трансформаторов целесообразно проводить с учетом их перегрузочной способности. Если не принимать во внимание перегрузочную способность трансформатора, то можно без достаточного основания завысить его установленную мощность.

Число и мощность трансформаторов в цеховых трансформаторных подстанциях определяется, общей мощностью S цеха, требованиями надежности электроснабжения, а также удельной плотностью нагрузки:

(5.3.1)

где — расчетная максимальная нагрузка цеха (см. табл.), кВА;

— площадь цеха (см. табл.), м2.

Если плотность электрической нагрузки не превышает 0,2 кВА/м2, то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000 кВА.

Если удельная плотность нагрузки находится в пределах 0,2−0,3 кВА/м2, то единичную мощность трансформаторов можно принять равной 1600 кВА.

Если удельная плотность нагрузки более 0,3 кВА/м2, то на цеховой подстанции можно устанавливать трансформаторы 2500 кВА.

Согласно СН 174−75 для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

-для цехов с преобладающей нагрузкой 1-й категории при двухтрансформаторных подстанциях 0,65 — 0,7;

-для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием 0,7 — 0,8;

-для цехов с преобладающей нагрузкой 2-й категории при использовании централизованного резерва трансформаторов и цехов с нагрузкой 3-й категории 0,9 — 0,95.

Произведем выбор цеховых трансформаторных подстанций. Трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью целесообразно применять в тех производственных помещениях, где по условиям среды, по количеству, значению, мощности и этажности нельзя применять масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы мощностью не более 630−1000 кВА будем принимать к установке в административных и общественных зданиях, где возможны большие скопления людей, а также на испытательных станциях, в лабораториях и других установках с ограничением по условиям пожарной безопасности.

Для нефтебазы № 1 удельная нагрузка согласно (5.3.1)

Мощность трансформаторов 1000 кВА.

По величине максимальной мощности выбираем две двухтрансформаторных КТП с трансформатором марки ТМ-1000/6 У1

Для регулирования напряжения трансформаторы оснащены высоковольтным переключателем, позволяющим регулировать напряжение ступенями по 2,5% на величину +2 — -2 * 2.5% от номинального значения при отключенном от сети трансформаторе со стороны НН и ВН.

Проверяем их на перегрузочную способность:

, (5.3.2)

,(5.3.3)

Согласно выражениям (5.3.2) и (5.3.3) коэффициенты загрузки и перегрузки:

,

.

Так как расчетная нагрузка склада, гаража и администативного корпуса меньше 200 кВА, то в этих цехах КТП не устанавливаем, а установим силовые пункты, питание которых будем осуществлять с шин 0,4 кВ ближайших КТП.

Результаты расчетов и выбранные трансформаторы сведем в табл. 5.3.1

Таблица 5.3.1 Параметры и проверка выбранных трансформаторов

5.4 Выбор способа, схемы канализации электрической энергии и сечений кабельных линий 6 кВ После определения количества и мощности трансформаторов, цеховых КТП, нанесем на генеральный план схему канализации электроэнергии по территории предприятия, нанося при этом трассы кабельных линий электропередач.

В промышленных распределительных электрических сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии применяются КЛЭП и токопроводы 6−10 кВ.

При выборе трассы кабельной линии (КЛ) стараются достичь наименьшего расхода кабеля и обеспечить его защиту от механических повреждений, коррозии. Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения. Каждая КЛ должна иметь свой номер или наименование. Также следует учесть, что прокладку кабелей рекомендуется по возможности осуществлять в грунтах, не агрессивных по отношению к металлическим оболочкам кабелей осуществляется в земле.

В промышленных предприятиях встречается необходимость передавать в одном направлении токи порядка 2000;5000 А и более. Передача таких токов при помощи кабельных сетей становится затруднительной технически и нерациональной экономически. В этих случаях для передачи электрической энергии на относительно небольшие расстояния (до 1−2 км) становится целесообразным применение шинопроводов высокого напряжения.

Шинопроводы высокого напряжения прокладываются в подземных и надземных туннелях и коридорах. Предпочтение чаще всего отдается надземному варианту исполнения, так как в этом случае обеспечивается лучшая вентиляция, сокращаются земляные работы, отпадает необходимость установки для откачки грунтовых вод и т. п.

Выбор сечения кабельных линий ЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.

Распределение электроэнергии на промышленном предприятии должно выполняться по радиальной, магистральной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, величины потребляемой предприятием мощности, надежности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта. Магистральным схемам следует, как правило, отдавать предпочтение, как более экономичным.

Число трансформаторов напряжением до 10 кВ, присоединяемых к одной магистрали, следует принимать, как правило, 2−3 при их мощности 1000−1600 кВА и 3−4 меньших мощностей из-за отсутствия подходящего кабеля. СНИП]

Магистральные схемы не применяются для питания потребителей первой категории.

Схема канализации электрической энергии представлена на рисунке 5.4.1

Способ прокладки кабелей — в земле в трубе. Примем, что кабельные линии, запитывающие цеха с шин ПГВ, прокладываются по разным трассам (в разных траншеях). В качестве кабелей, запитывающих цеховые КТП и электроприёмники 6 кВ предполагается использовать кабели марки цААШВ, а для питания силового пункта (СП) будем использоваться токопровод.

Кабели цААШВ предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках для сетей на напряжение 1; 6; 10кВ. Предназначены для прокладки на вертикальных и наклонных участках трасс без ограничения разности уровней.

Кабели цААШВ эксплуатируются при температуре от -50 оС до +50 оС и относительной влажности воздуха до 98% при температуре до 35 оС.

Кабели могут быть проложены без предварительного подогрева при температуре не ниже 0 оС.

Электрическое сопротивление изоляции 1 км кабелей цААШВ на напряженеи 1 кВ — не менее 100 МОм, на напряжение 6 кВ и 10 кВ — не менее 200 МОм. Срок службы кабелей ЦААШВ — 30 лет.

После нахождения тока короткого замыкания проверим данный кабель на термическую стойкость.

Рассмотрим пример расчета линии № 1 (кузнечный и механический цеха) Расчетный ток в нормальном режиме:

, (5.4.1)

(А) В послеаварийном режиме:

(5.4.2)

(А.)

Сечение кабеля:

, (5.4.3)

где jэ — экономическая плотность тока. Так как для проектируемого предприятия Тmax>5000 ч, то для кабельных линий jэ=1,2 А/мм2.

Согласно (5.4.3) имеем

(мм2)

Выбор кабеля производим по нагреву током нормального и послеаварийного режимов с учетом поправочных коэффициентов. По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель сечением 50 мм² с аллюминевой жилой, поливинилхлоридной и полиэтиленовой оболочкой уложенный в земле, с допустимым длительным током 155А.

(5.4.4)

(5.4.5)

где Im = 155А — допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ для токопроводящей жилы сечением 50 мм² с бумажной изоляцией;

Кп — 1,3 — коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для кабелей с бумажной изоляцией — 30%).

К1 — Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией.

К4 — Поправочный коэффициент на ток для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха.

К5 — Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб).

Окончательно принимаем 2 кабеля марки цААШВ — 350.

В компрессорной (6 кВ) установлено 4 синхронных двигателя (СД): СДС 15−59−6У3 мощностью 1250 кВт; в насосной (6 кВ) — 2 синхронных двигателя СДН 14−46−8УЗ мощностью 800 кВт, в литейном цеху установленно 4 вакуумные индукционные электропечи серии ИСВ -0,6-НИ мощностью 500 кВт и 2 вакуумные индукционные электропечи серии ИСВ-2,5 И5 мощностью по 1600 кВт и запитаем каждый СД, по возможности одним кабелем. Каталожные данные ЭД 6 кВ приведены в табл. 5.4.1

Таблица 5.4.1 Параметры выбранных СД

Приведём пример расчёта выбора кабельной линии, запитывающей СД цеха № 6.

Номинальный ток СД:

, (5.4.7)

(А) Экономическое сечение по выражению (5.4.3):

По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель сечением 120 мм² с допустимым длительным током 260 А.

= 0,87 — поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без таковых) (4 кабеля с расстоянием между их осями 300 мм);

Согласно (5.4.4) определяем допустимый ток, протекающий через СД Окончательно принимаем 4 кабеля марки цААШВ — 3120. После нахождения тока короткого замыкания проверим данный кабель на термическую стойкость.

Результаты расчетов сечений кабельных линий 6 кВ для всех цехов приведены в табл. 5.4.2, 5.4.3

Таблица 5.4.2 Расчётные данные кабельных линий

Проверка На участке ПГВ-РП выбираем токопровод серии ТЗК-6−1800-УХЛ1

Таблица 5.4.3 — Результаты расчёта кабельных линий

Рисунок 5.4.1 Канализация электрической энергии

6. Расчет токов короткого замыкания в системе ЭСПП электроснабжение замыкание напряжение мощность Произведем расчет токов короткого замыкания (трёхфазное КЗ) в следующих точках:

на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ;

на секции шин 6 кВ ППЭ;

на секции шин 6 кВ РП;

на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции.

Расчет ведем по следующим схемам:

Рисунок 6.1. Принципиальная схема расчета токов КЗ.

Рисунок 6.2 Схема замещения для расчета токов КЗ выше 1000 В.

Рисунок 6.3. Схема замещения для расчета токов КЗ до 1000 В.

Расчет токов короткого замыкания на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (в точке К-1).

Расчёт производим от системы до цеховой подстанции ТП № 16.

Принимаем за базисное условие Sб = Sс = 450 MBA, Uб = 115 кВ, Ес = Е''с =1, Хс =0,6

Определим базисный ток:

,(6.1)

(кА).

Сопротивление воздушной линии (в относительных единицах):

АС-95/16 (r0 = 0,306 Ом/км, x0 =0,434 Ом/км)

(6.2)

, (6.3)

Согласно (6.2) и (6.3) имеем

,

.

Эквивалентное сопротивление схемы замещения до точки К-1:

;

.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1:

,(6.4)

(кА).

Согласно найдем постоянную времени затухания апериодической составляющей тока КЗ:

,(6.5)

©.

Ударный коэффициент:

,(6.6)

.

Ударный ток короткого замыкания в точке К-1:

,(6.7)

(кА).

Расчет токов короткого замыкания на секции шин 6 кВ (в точке К-2).

Принимаем за базисные условия следующие:

Sб = Sс = 450 MBA; Uб = 6,3 кВ.

Определим базисный ток согласно (6.1):

(кА).

Сопротивления трансформатора ППЭ Типа ТРДН — 40 000/110.

Технические параметры: Sном=40 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=6,3/6,3 кВ; Pхх=36 кВт; Pкз=172 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

;(6.8)

.(6.9)

Согласно выражениям (6.6), (6.7) имеем

,

Коэффициент расщепления Kр для данного трансформатора принимаем равным 3,5. Рассчитаем сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения с учетом коэффициента расщепления.

Принимаем

, (6.10)

, (6.11)

, (6.12)

Используя выражения (6.9), (6.10), (6.11) получаем

,

,

,

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2:

,

.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ согласно

(6.13)

(кА).

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения

,©.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе № 21 (СДН 14−46−8УЗ Pном=800 кВт, S=888,88 кВА) Сопротивление синхронных двигателей цеха № 21:

,(6.14)

где — сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронного двигателя. Согласно [3]

.

Рассчитаем ток подпитки от двигателей цеха № 21.

,(6.15)

(кА).

Кабель 1ЧцААШВ (3Ч70)-424 метра.

,

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха № 21 согласно

.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от синхронных двигателей располагаются в цехе № 6 (2 синхронных двигателя СДС 15−59−6У3: Pном=1250 кВт, Sном=1388,888 кВА) Сопротивление синхронных двигателей цеха № 6 согласно 6.14:

где — сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронного двигателя. Согласно [2]

До двигателей цеха № 6 проложен Кабель 2ЧцААШВ (3Ч120)-97 метра.

,

Сопротивление кабельной линии ПГВ-РП (токопровод) ТЗК6−1800 УХЛ 1−451 метров

,

Рассчитаем ток подпитки от двигателей цеха № 6.

(кА) Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха № 6 согласно

.

(кА)

(кА).

Ударный ток КЗ Расчет токов короткого замыкания на секции шин 6 кВ РП (точка К-3)

Результирующее сопротивленое схемы замещения до точки КЗ К-3

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ согласно (6.4):

(кА).

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения

,©.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе № 21 (СДН 14−46−8УЗ Pном=800 кВт, S=888,88 кВА, Tа =0,06 с)

Вычислим согласно 6.5, 6.6, 6.7 следующие значения для СД

,

Ударный коэффициент двигателей цеха № 21 согласно

.

(кА)

(кА).

Найдем токи подпитки от высоковольтного двигателя, расположенного в цехе № 6 (2 синхронных двигателя СДС 15−59−6У3: Pном=1250 кВт, Sном=1388,888 кВА, Tа =0,06 с)

(кА)

,

Ударный коэффициент двигателей цеха № 6 согласно

.

(кА)

(кА).

Ударный ток КЗ с учетом подпитки от синхронных двигателей Расчет токов короткого замыкания на шинах 0,4 кВ ТП13 (точка К-4)

Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно нулю (Sс =; хс = 0), расчет ведется в именованных единицах.

Наиболее мощной является ТП 16 (2Ч2500 кВА).

Сопротивления силового трансформатора ТМЗ-2500/6:

(мОм),

(мОм).

Сопротивление контактов

rк = 0.01 мОм — для контактных соединений шинопроводов,

rк = 1 мОм — для контактных соединений коммутационных аппаратов.

Для определения сопротивления катушки автомата и главных контактов рассчитаем рабочий максимальный ток автомата:

,

(А).

Так как рабочий максимальный ток выше 500 А, то сопротивлением трансформатора тока можно пренебречь.

Сопротивление автоматического выключателя подбираем из расчета на рабочий ток с учетом сопротивления токовых катушек расцепителя и переходных сопротивлений подвижных контактов: Iном=5500 А; rв=0,1 мОм; хв=0,05 мОм (ближайшее значение).

В качестве шинопроводов предполагается использовать шинопроводы ШЗК-1,2−6300−128-У3Д3 (Iном=6300 А, x0=0,015 мОм/м; r0=0,013 мОм/м) Длину шинопровода принимаем равной 3 м, тогда:

(мОм/м)

(мОм/м) Сопротивление шин: rш=0,024 мОм; хш=0,018 мОм.

Сопротивление дуги: rд=3 мОм.

Результирующее сопротивление схемы замещения:

,

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

,

(кА).

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К-4:

,

©.

Ударный коэффициент согласно (6.3):

.

Ударный ток короткого замыкания:

,

(кА).

7. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения завода химической промышленности

7.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей на головном участке ЛЭП 110 кВ Ток в питающей линии ВЛЭП:

— в нормальном режиме (А);

— в послеаварийном режиме (А).

Предварительно выбираем выключатель ВЭБ 110−40/2500 УХЛ1 Выключатели соответствуют требованиям ГОСТ 687–78, ГОСТ 18 397–86.

Рассчитаем тепловой импульс тока КЗ:

, (7.1.1)

где — расчетное время отключения выключателя

(с)-ступень селективности), — в зависимости от схемы,

(кА2•с).

Выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

7.2 Выбор и проверка разъединителей на головном участке ЛЭП 110 кВ Предварительно выбираем разъединитель РНД3−110/1000У1

Разъединитель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке

7.3 Выбор вводного выключателя Выбираем вводной выключатель секции шин 6 кВ трансформатора ТРДН — 40 000/110

Максимальный рабочий ток:

· в нормальном режиме:

,

(А).

· в послеаварийном режиме:

,

(А).

Предварительно выбираем вакуумный выключатель марки ВРС-6−40/1600 У3

Вакуумные выключатели ВРС-6 могут эксплуатироваться в условиях умеренного или тропического климата (климатическое исполнение и категория размещения У2 и Т3 в соответствии с ГОСТ 15 150). Выкатной вариант выключателя на базе ВРС встраивается в ячейки типа К-104 без доработок.

Тепловой импульс тока КЗ:

, (7.1.2)

где — расчетное время отключения выключателя

(с)-ступень селективности), — в зависимости от схемы,

Данный выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

Для установки на ППЭ (РУ НН) принимаем ячейки комплектных распределительных серии К-104. КРУ этой серии предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц и 60 Гц, напряжением 6−10 кВ, и комплектования распределительных устройств 6−10 кВ подстанций различного назначения.

Схемы главных цепей КРУ К-104 (КВ-02−104), комплектных распределительных устройств соответствуют схемам главных цепей по ТУ 3414−001−43 229 919−2002.

Отличительные особенности:

· Оригинальная конструкция, обеспечивающая легкий доступ к оборудованию;

· Широкий диапазон рабочих параметров (токи от 630 до 2500 А, токи короткого замыкания до 50 кА);

· В сетке схем первичных соединений предусмотрены: камера с конденсаторной батареей и камера отходящей линии с контактором и плавким предохранителем;

· Корпус выполнен из высококачественной стали с алюминоцинковым покрытием;

· Продуманная система блокировок.

Предназначены для приёма и распределения электрической энергии 6 кВ для систем с изолированой или заземлённой через дугогасящий реактор нейтралью с возможностью установка вакуумных, элегазовых и масляных выключателей на номинальные токи до 1600 А и вакуумных, элегазовых — до 2000 и 3150 А Технические данные ячейки приведены в табл. 7.3.1

Таблица 7.3.1 Технические данные ячейки К-104М

7.4 Выбор выключателя отходящей кабельной линии Выбираем выключатель отходящей от секции шин 6 кВ кабельной линии трансформатора ТРДНС-40 000/110. Наибольшую мощность от распределительной сети, согласно таблице 5.4.2, потребляет ТП № 16.

Максимальный рабочий ток

,

(А).

Используя выражения (7.1.1) и (7.1.2) имеем

,

Предварительно выбираем вакуумный выключатель марки ВВ/TEL-6−20/630У2

Данный выключатель по условиям проверки проходит, принимаем его к установке.

7.6 Выбор трансформаторов тока в вводной ячейке 6 кВ По напряжению и току в первичной обмотке выбираем трансформатор тока марки IGSW (производитель KWK Messwandler GmbH, Германия, прототип Российского ТОЛК-6, но на более широкий диапазон токов первичной обмотки) Трансформаторы тока включены в сеть по схеме «неполной звезды» на разность токов двух фаз (7.6.1).

Рисунок 7.6.1 Схема подключения измерительных приборов к трансформатору тока Чтобы трансформатор тока не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия z2ном z2

(7.6.1)

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Принимаем к установке счетчик электрической энергии ЦЭ6812

· Класс точности (активной/реактивной энергии):

0,5S/1,0; 1,0/1,0; 2,0/2,0

· Измерение активной и активно — реактивной энергии и мощности в одном и двух направлениях;

· Учет в режиме многотарифности;

· Передача данных по цифровому интерфейсу.

· Телеметрический канал Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в камерах КСО L = 4 м, и так как схема соединения трансформатора токанеполная звезда, то lр=3L):

(м),

,(7.6.2)

где — удельное сопротивление алюминия (мОм•мм2/м).

(мОм).

Суммарное сопротивление приборов, питающихся от трансформаторов тока, рассчитывается по суммарной мощности:

,(7.6.3)

(Ом).

Сопротивление контактов принимаем Ом (так как во вторичную цепь трансформатора тока включено более 3х приборов), тогда

(Ом)

Трансформатор тока по условиям проверки подходит, принимаем его к установке.

7.7 Выбор трансформаторов напряжения для секции шин 6 кВ Трансформатор напряжения выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИ-6−66УЗ Число отходящих от ПГВ и РП кабелей — 52 (52/4=13), следовательно, к каждой секции шин подключаем по 13 счётчиков.

Схема включения приведена на рис. 7.7.1.

Uс.ном =U1ном=6 кВ; класс точности 0,5; S2ном =200 ВА S2расч = 35,6 ВА, Трансформатор напряжения подобран правильно, принимаем его к установке.

7.8 Выбор автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ Выбираем автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции цеха № 16 (данные таблицы 5.4.2).

Максимальный рабочий ток цепи:

,

(А).

Выбираем автоматический выключатель серии серии ВА74

Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки:

,

(А).

Принимаем уставку Iрасц = 6500 A.

Выключатель по условиям проверки подобран правильно, принимаем его к установке.

7.9 Выбор защитных аппаратов высокого напряжения Для защиты воздушных электрических сетей 110 кВ и изоляции нейтрали силовых трансформаторов 110 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений, которые становятся возможны при отключении ненагруженных трансформаторов наиболее эффективным способом ограничения коммутационных перенапряжений является шунтирование контактов выключателя ограничителем перенапряжений (ОПН).

Применение ОПН/TEL вместо разрядников обусловлено рядом преимуществ:

* глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений;

* отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;

* простотой конструкции и высокой надёжностью в эксплуатации;

* стабильностью характеристик и устойчивостью к старению;

* способностью к рассеиванию больших энергий;

* стойкостью к атмосферным загрязнениям;

* малыми габаритами, весом и стоимостью;

Для защиты высоковольтного выключателя от грозовых и коммутационных перенапряжений используем ОПН-110 УХЛ1.

Для защиты вакуумных выключателя коммутационных перенапряжений используем ОПН-6/8,2−10(I) УХЛ1/

Методика выбора представлена в рекомендации по выбору ОПН.

Выбор наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ОПН Uнр Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети UНС. ОПН или защищаемого оборудования Uн.р.о.

Uнр > UНС.ОПН.

Длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр определим по следующему выражению:

(7.10.1)

где: UНС — наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение в электрической сети.

Во всех случаях для повышения надежности выбирают ограничители с наибольшим длительно допустимым рабочим напряжением UНРОПН не менее, чем на 2−5% выше наибольшего уровня напряжения сети в точке установки ОПН. Значение наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ограничителя выбирают из номенклатуры предприятия-изготовителя, которое должно быть не ниже расчетных значений, произведенных в соответствии с данным пунктом. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение в электрической сети 114,797 кВ с учётом надбавки 5% получаем UНС=120,537 кВ Тогда согласно (7.10.1)

(кВ) Выбор номинального разрядного тока.

Величина номинального разрядного тока служит для классификации ОПН.

ЗАО «ЗЭТО» производит ограничители с номинальными разрядными токами:

Выбираем 10 000 А — ограничители для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений на классы напряжения от 3 до 330 кВ.

Номинальному разрядному току 10 кА соответствует 1, 2 и 3 классы по пропускной способности, номинальному разрядному току 20 кА — 4 и 5 классы по пропускной способности.

Выбор класса энергоемкости ОПН Критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормируемые импульсы тока коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.

При установке ограничителя на шунтовых конденсаторных батареях или кабельных присоединениях энергия поглощаемая ОПН, может быть рассчитана по выражению:

, (7.10.2)

где С — емкость батареи или кабеля, Ф.

, (7.10.3)

где — угловая частота питающей сети, с-1

Поглощаемая энергия не должна превосходить допустимую энергоемкость ОПН (WОПН < Wдоп) При расчетах принимают 10% недокомпенсацию емкостного тока замыкания на землю, которая моделирует возможный аварийный режим.

Суммарная энергия, рассеиваемая ограничителем за одно замыкание с учетом повторных замыканий, может быть определена как

(7.10.4)

где W1 — наибольшая энергия, рассеиваемая ограничителем в одном цикле гашение — зажигание (гашение в ноль тока промышленной частоты и повторное зажигание в момент максимума восстанавливающегося напряжения на поврежденной фазе).

где: n — число зажиганий с наибольшей энергией за одно замыкание на землю, определяемое по эмпирической формуле,

(7.10.5)

полученной на основе сетевых испытаний;

IC — емкостный ток замыкания на землю для сети с изолированной нейтралью, либо ток недокомпенсации для сети с компенсацией емкостного тока на землю, определяется на основе расчета или непосредственных измерений в эксплуатации. Вследствии того что завод выдуманный и никаких испытаний не было произведено, опускаем данный пункт.

Определение защитного уровня ОПН.

Определяющим при выборе защитного уровня ОПН является его назначение (для защиты от грозовых или коммутационных перенапряжений) и уровень выдерживаемых перенапряжений изоляцией электрооборудования.

Уровень выдерживаемых напряжений электрооборудованием 110 кВ при коммутационных перенапряжениях.

Определяется уровнем испытательных напряжений, которое нормируется ГОСТ 1516.3−96.

Переход от испытательных напряжений к выдерживаемому изоляцией электрооборудования уровню коммутационных перенапряжений определяется исходя из одноминутного испытательного напряжения (U1МИН.), которое нормируется ГОСТ 1516.3−96.

(7.10.6)

где: КИ = 1,35 — коэффициент импульса, учитывающий упрочнение изоляции при более коротком импульсе по сравнению с испытательным;

КК = 0,9 — коэффициент кумулятивности, учитывающий многократность воздействий перенапряжений и возможное старение изоляции.

Для аппаратов КИ = 1,1 и КК = 1,0.

Выдерживаемый уровень грозовых перенапряжений для электрооборудования определяется по формуле:

(7.10.7)

(7.10.8)

где: КДОП.К. — допустимая кратность (выдерживаемый уровень) коммутационных перенапряжений.

Допустимые (выдерживаемые) кратности коммутационных и грозовых перенапряжений электрических машин приведены [19]

Допустимая кратность (выдерживаемый уровень) коммутационных и грозовых перенапряжений определяется по соотношению:

(7.10.9)

Следовательно, данное требование выполняется Окончательно принимаем к установке ОПН-110 УХЛ1.

При применении вакуумных выключателей в цепи электродвигателей 6 кВ или силовых трансформаторов необходимо учитывать возможность отключения выключателем пускового тока электродвигателя или ненагруженных трансформаторов, что в ряде случаев может приводить к коммутационным перенапряжениям в их цепи, в связи с чем также необходима установка ОПН.

Произведём выбор параметров ОПН на 6кВ, производим аналогично выбору ОПН на 110 кВ расчёты сводим в следующую таблицу

Следовательно, данное требование также выполняется Окончательно принимаем к установке ОПН-6/7,5−10(I) УХЛ1

7.10 Выбор выключателя нагрузки с предохранителем при питании ЦТП магистральной линией Выбираем выключатель нагрузки на ТП-12.

Предварительно выбираем выключатель марки ВНВР-10/630−20 У2

Данный выключатель нагрузки по условиям проверки проходит.

Выбираем предохранитель на ТП-12, типа ПКТ102−6-80−20УЗ

7.11 Проверка кабелей на термическую стойкость

Теперь, когда известен ток КЗ в точке К-2 (IК-2 =16,245 кА), найдем минимальное допустимое сечение кабеля отходящего от ПГВ, т. е. на 6кВ:

С — температурный коэффициент, учитывающий ограничение

допустимой температуры нагрева жил кабеля,.

Ближайшее стандартное сечение 120 мм², т.о. сечение КЛЭП необходимо увеличить до 120 мм², если оно меньше данного значения.

Согласно [1], по режиму КЗ при напряжении выше 1кВ не проверяются:

кабели в сетях к индивидуальным электроприемникам (двигатели 6кВ);

кабели, питающие потребителей III категории. Для магистральных линий, питающих потребителей II категории надежности, по режиму КЗ проверяются кабели головных участков магистрали.

Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями.

8. Релейная защита и автоматика (релейная зашита и МТЗ трансформатора ПГВ)

8.1 Расчет токов короткого замыкания Расчет параметров схемы замещения.

Схема замещения для расчёта токов КЗ представлены на рис. 20.1.1.

Расчёт токов КЗ производится в именованных единицах, Uб=115 кВ.

Ом;

Ом.

рис. 14.Схема замещения.

Активные и реактивные сопротивления линий W1, W2:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

Сопротивление трансформатора ТДН-25 000/115/6,3:

Ом;

Так как, то

Ом.

Расчет токов КЗ.

Точка К-1:

Вычисление производим при наименьшем сопротивлении питающей системы и сопротивлении .

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К-1:

кА;

Полученный ток, приводим к стороне НН не по среднему коэффициенту трансформации, а по минимальному соответствующему тому же крайнему положению РПН при котором вычислялся этот ток.

;

кА.

Вычисление минимального тока КЗ производим при и .

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне ВН в точке К-1:

;

кА.

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

кА.

Минимальный ток двухфазного КЗ:

А;

кА.

Точка К-2:

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания в точке К-2:

;

кА.

Максимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

;

кА.

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

;

кА;

Минимальный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

кА.

Минимальный ток двухфазного КЗ:

кА;

кА.

Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу № 13.

Таблица № 13.

8.2 Расчет дифференциальной защиты на основе реле РНТ-565

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от к.з. на выводах, а также внутренних повреждений.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей по сравнению с выполнением схемы и расчетами уставок дифференциальных защит других элементов:

1. необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включений ненагруженного тр-ра под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к.з. в питающей сети.

2. необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

1) невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ и ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток; этим вызывается появление составляющей тока небаланса — .

2) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого тр-ра с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса — .

Наряду с этими составляющими существует составляющая тока небаланса, обусловленная разностью намагничивающих токов тр-ров тока в плечах защиты. Эта составляющая, характерна для всех дифференциальных защит, особенно значительна для дифференциальных защит тр-ов.

Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты тр-ов состоит из трех составляющих:

.

рис. 15

1. Определяются первичные токи на стороне ВН и НН трансформатора соответствующие его номинальной мощности, и токи в плечах защиты:

— первичные токи:

А;

А.

— определяем коэффициенты трансформации ТТ:

; ;

;

.

— вторичные токи в плечах защиты:

; ;

А;

А.

В качестве основной стороны защиты выбираем сторону с большим вторичным током в плечах защиты. В нашем случае в качестве основной стороны выбираем сторону низкого напряжения.

2. Определяем первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей небаланса, т.к. неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать число витков уравнительных обмоток.

где:

— коэффициент апериодичности, учитывающий переходный режим;

— коэффициент однотипности, для диф. защиты трансформатора;

— относительное значение тока намагничивания, равное полной погрешности трансформатора тока.

кА,

3. Определяется предварительное значение тока срабатывания защиты.

— по условию отстройки от тока небаланса:

А, где — коэффициент отстройки.

А,

— по условию отстройки от броска тока намагничивания:

кА.

Из полученных значений тока IСЗ к дальнейшим расчетам принимаем большее, т. е. ICЗ=7,951 кА.

4. Определяем предварительное значение коэффициента чувствительности защиты при повреждениях в зоне её действия. В соответствии с ПУЭ продольная дифференциальная защита трансформаторов должна иметь коэффициент чувствительности около двух. Допускается снижение коэффициента чувствительности до значения около 1,5 в тех случаях, когда обеспечение чувствительности около двух связано со значительным усложнением защиты или технически недостижимо:

где:

— минимальное значение периодической составляющей суммарного трехфазного тока КЗ, в защищаемой зоне приведенного к стороне основного питания;

— ток срабатывания защиты, приведенный к стороне основного питания;

— коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты на рассматриваемой стороне и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора;

m — число фаз.

5. Определяем число витков основной обмотки реле.

FСР=100 А — магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-565.

А;

.

Предварительно принимаем ближайшее меньшее целое: WОСН=7.

6. Определяем число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны:

Предварительно принимаем ближайшее целое число витков: W1=7.

7. Уточним ток небаланса.

А;

— уточненное значение тока небаланса:

кА.

8. Уточним значение тока срабатывания защиты:

кА.

9. Определяем окончательное значение коэффициента отстройки защиты.

.

Так как Ko<1,3, то уменьшаем число витков основной обмотки реле на единицу и пункты 8−10 пересчитываются. WОСН=6.

Определяем число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны.

.

Округляем до ближайшего целого W1=6.

Уточним ток небаланса.

А.

— уточненное значение тока небаланса:

кА.

уточним значение тока срабатывания защиты:

кА.

Определяем окончательное значение коэффициента отстройки защиты.

.

Так как >1,3, то окончательно принимаем:; .

10. Для окончательно принятого числа витков НТТ реле определяется значение КЧ для тока срабатывания соответствующего окончательно принятому.

.

Значение (КЧ<2) не удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.3 Расчет дифференциальной защиты на основе реле ДЗТ-11

рис. 16.

1. Определяются первичные токи на стороне ВН и НН трансформатора соответствующие его номинальной мощности, и токи в плечах защиты:

— первичные токи:

А;

А.

— определяем коэффициенты трансформации ТТ:

; ;

;

;

— вторичные токи в плечах защиты:

; ;

А;

А.

В качестве основной стороны защиты выбираем сторону с большим вторичным током в плечах защиты. В нашем расчете в качестве основной стороны выбираем сторону низкого напряжения.

2. Определяем первичный расчетный ток небаланса без учета составляющей небаланса по (ХХ.ЧЧ).

А.

3. Определяется предварительное значение тока срабатывания защиты.

— по условию отстройки от броска тока намагничивания:

кА.

4. Определяем число витков основной обмотки реле.

FСР=100 А — магнитодвижущая сила срабатывания реле ДЗТ-11.

А;

.

Округляем до ближайшего меньшего целого WОСН=17.

5. Определяем число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны.

Округляем до ближайшего целого W1=18.

6. Проверяем равенство МДС в плечах защиты:

;

.

условие приблизительного равенства соблюдается

7. Уточняется ток срабатывания защиты с учетом выбранного числа витков в обмотке.

кА.

8. Определяется ток небаланса.

кА.

— уточненное значение тока небаланса IНБ:

кА.

9. Определяется число витков тормозной обмотки:

;; ;

.

Принимаем ближайшее большее из стандартного ряда (1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24)

.

10. Определяется чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне когда торможение отсутствует.

.

Значение (КЧ>2) удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.4 Расчет МТЗ трансформатора рис. 17.

1. Выбирается ток срабатывания МТЗ с независимой характеристикой установленной на секционном выключателе QB1.

Ток срабатывания защиты должен быть равен:

где:

коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас;

— коэффициент возврата реле;

— коэффициент самозапуска, значение которого зависит от схемы и параметров питающей сети, от вида нагрузки и ее параметров, от выбранных параметров срабатывания защиты и автоматики.

где — коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.

Приближенный расчет токов самозапуска:

Ток самозапуска определяется как ток 3-х фазного КЗ за эквивалентным сопротивлением питающей системы к подключенной к ней нагрузке:

А.

Рассчитаем сопротивление нагрузки:

При срабатывании секционного выключателя питание получает 4 двигателя:

Компрессорная 6 кВ (цех № 6):

2 двигателя: Pном = 1000 кВт, Sн = 1047 кВА, = 5,7.

Кислородная 6 кВ (цех № 8):

2 двигателя: Pном = 500 кВт, Sн = 526 кВА, = 6,0.

Номинальные токи двигателей:

;

А;

А.

Сопротивления двигателей:

;

Ом;

Ом.

Сопротивления кабельных линий идущих к СД:

;

Ом;

Ом.

Суммарное сопротивление двигателей (параллельное включение):

=1,977 Ом;

Суммарный ток всех двигателей:

А.

Сопротивление нагрузки на 0,4 кВ:

Ом, где, А — ток приходящийся на нагрузку 0,4 кВ.

Суммарное сопротивление нагрузки:

;

Ом.

Приведем параметры схемы замещения к стороне НН:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

кА;

;

кА;

кВ;

.

Посчитаем коэффициент чувствительности:

.

Значение КЧ удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Время срабатывания защиты на QB1:

с.; с.

с.

2. Выбирается ток срабатывания МТЗ трансформатора установленной на стороне ВН. В качестве тока срабатывания МТЗ принимается наибольшее значение тока найденное по следующим расчетным условиям.

— по условию отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки.

;

;

где — коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме.

А;

Рассчитаем сопротивление нагрузки:

При срабатывании АПВ питание получают 8 двигателей:

Суммарное сопротивление двигателей (параллельное включение):

Ом;

Суммарный ток всех двигателей:

А.

Приведем суммарные сопротивление и ток двигателей к высокой стороне:

Ом;

А.

Сопротивление нагрузки на 0,4 кВ приведенное к высокой стороне:

Ом, где, А — ток приходящийся на нагрузку 0,4 кВ.

Суммарное сопротивление нагрузки:

;

Ом;

Ом;

А;

;

А;

кВ;

.

— по условию отстройки от тока перегрузки при действии АВР трансформаторов в результате чего к работающему с нагрузкой трансформатору Т1 подключается затормозившаяся нагрузка трансформатора Т2:

;

А;

;

А.

— по условию отстройки (согласования) от тока срабатывания МТЗ, установленной на секционном выключателе QB1. Защита расположение которой ближе к источнику питания (последующая) должна быть менее чувствительна, т. е. иметь больший ток срабатывания, чем защита, расположенная дальше от источника питания (предыдущая):

КНС — коэффициент надежности согласования.

.

А;

А.

После расчета всех 3-х подпунктов выбираем наибольший IСЗ. Выбираем IСЗ1, в итоге IСЗ=483,53 А.

3. Определятся ток срабатывания реле и минимальные токи в реле при КЗ в основной и резервной зоне МТЗ:

А;

А;

А.

4. Определяется коэффициенты чувствительности МТЗ в основной и резервной зоне:

;

.

Значения КЧ удовлетворяют требованиям ПУЭ.

6. Время срабатывания МТЗ трансформатора.

Для первой ступени МТЗ действующей на отключение вводного выключателя НН (Q2) время срабатывания выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания МТЗ установленного на QB1:

сек.

Для 2-й ступени действующей в нашем случае на включение выключателя на ВН (Q1), время срабатывания выбирается на больше чем время срабатывания 1-й ступени:

сек.

Обе выдержки времени могут быть выполнены одним реле времени с импульсными (проскальзывающими) и замыкающими контактами (типа РВМ).

9. Расчет заземляющего устройства Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ПГВ.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно сопротивление растекания R3 для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3 < 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R3<, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть Rз < 0,5 Ом.

Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи. Так как данных о естественных заземлителях нет, то Rи=Rз=0,5 Ом.

Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4×40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.

Размеры подстанции 64×44 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2· (64−4+44−4)=200 м, а среднее значение расстояния между электродами:

м;

где nв=40 — предварительное число вертикальных электродов.

Отношение а/1=5/5=1, тогда из коэффициент использования вертикальных электродов Ки верт=0,4.

Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой.

Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:

срасч.верт=Кс.в· со ,

где Кс. в=1,3 — коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2;

со=50 — удельное сопротивление грунта для глины, Ом-м.

Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:

срасч.гор=Кс.г· со ,

где Кс. г=3 — коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2;

срасч.верт=1,3· 50=65 Ом· м; срасч. гор=3· 50=:150 Ом· м.

Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:

где 1=5 — длина вертикального электрода, м;

d=14−10−3 —диаметр электрода, м;

t=3,2 — расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;

Ом.

Определим примерное число вертикальных электродов nв при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки. верт=0,4:

; принимаем nв=72.

Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:

где l=200 — длина горизонтального электрода, м;

t=3,2 — глубина заложения, м;

d3 — эквивалентный диаметр электрода, м; d3=0,5· b=0,5·0,04=0,02 м;

Ом.

Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки. верт=0,4;

Ки.гор =0,21, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:

;

; принимаем nву =68.

100%= 5,5%,

отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов — 68.

Сопротивление заземляющего устройства:

Ом.

Условие выполняется ().

Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 6×5 метров. План подстанции с контурным заземлителем представлен на рисунке 18.

Рис. 18 Заземление ПГВ.

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Особенности организации труда женщин и подростков Женщины и подростки имеют равные с мужчинами права на труд, но требования к условиям и видам труда их должны корректироваться с учетом анатомо-физиологических особенностей их организма. Необходимо предотвратить негативные последствий применения труда женщин и подростков в условиях производства, создать гигиенически безопасные условия труда с учетом особенностей их организма, сохранить здоровье работающих женщин и подростков на основе комплексной гигиенической оценки вредных факторов производственной среды и трудового процесса.

На тяжелых работах и работах с вредными или опасными условиями труда запрещается применение труда женщин и лиц моложе восемнадцати лет, а также лиц, которым указанные работы противопоказаны по состоянию здоровья.

Перечни тяжелых работ и работ с вредными или опасными условиями труда, на которых запрещается применение труда женщин и лиц моложе восемнадцати лет, утверждаются Правительством Российской Федерации с учетом консультаций с общероссийскими объединениями работодателей, общероссийскими объединениями профессиональных союзов.

Основным законодательным документом, определяющим условия труда работающих, в том числе женщин и подростков, в Российской Федерации является Кодекс Законов о Труде (КЗоТ).

Кодекс законов о труде Российской Федерации регулирует трудовые отношения всех работников, содействуя росту производительности труда, улучшению качества работы, повышению эффективности общественного производства и подъему на этой основе материального и культурного уровня жизни трудящихся, укреплению трудовой дисциплины и постепенному превращению труда на благо общества в первую жизненную потребность каждого трудоспособного человека.

Кодекс законов о труде Российской Федерации устанавливает высокий уровень условий труда, всемерную охрану трудовых прав работников.

На территории Российской Федерации до принятия соответствующих законодательных актов применяются нормы бывшего Союза ССР в части, не противоречащей Конституции и законодательству Российской Федерации, а также международным соглашениям (договорам, Конвенциям) с участием Российской Федерации.

Требования к условиям труда женщин Согласно Статье 160 КЗоТ РФ запрещается применение труда женщин на тяжелых работах и на работах с вредными условиями труда, а также на подземных работах кроме некоторых подземных работ (нефизических работ или работ по санитарному и бытовому обслуживанию).

Требования к производственной среде и рабочим местам Оценка условий производственной среды на рабочем месте конкретной профессии производится на соответствие допустимым уровням. Факторы производственной среды, уровень которых не должен быть выше предельно допустимых концентраций (ПДК) — это вредные химические вещества, аэрозоли (фиброгенного и смешанного типа действия), инфразвук, ультразвук, шум, вибрация, электромагнитные излучения, лазерное излучение, ионизирующие излучения, особые параметры световой среды.

При подъеме и перемещении тяжестей при чередовании с другой работой (до 2 раз в час) разрешается предельно допустимая масса груза -10 кг, при подъеме и перемещении тяжестей постоянно в течение рабочей смены — 7 кг.

Величина динамической работы, совершаемой в течение каждого часа рабочей смены, не должна превышать: с рабочей поверхности — 1750

кг/м, с пола — 875 кг/м.

В массу поднимаемого и перемещаемого груза включается масса тары и упаковки. При перемещении грузов на тележках или в контейнерах прилагаемое усилие не должно превышать 10 кг.

Для женщин предпочтительны стационарные рабочие места и работы, выполняемые в свободном режиме и позе, допускающей перемену положения по желанию. Нежелательна постоянная работа «стоя» и «сидя» .

Нормирование трудовых нагрузок на женщин должно проводиться с учетом анатомо-физиологических и психологических возможностей женского организма и обеспечивать физиологические нормативы тяжести труда.

Требования к помещениям для обслуживания работающих женщин При проектировании производственных объектов, где будет использоваться труд женщин, необходимо предусматривать санитарно-бытовые помещения, специализированные комплексы медицинской профилактики, социально-трудовой реабилитации и оздоровительного назначения в соответствии с Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий и СНИП «Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий» .

Ограничение труда женщин на работах в ночное время Привлечение женщин к работам в ночное время не допускается, за исключением тех отраслей народного хозяйства, где это вызывается особой необходимостью и разрешается в качестве временной меры. Ночным считается время с 10 часов вечера до 6 утра.

Ограничение ночного женского труда давно требует лучшего законодательного его регулирования, поскольку норма ст. 161 КЗоТ не менялась с 1922 года, когда она в таком виде была введена. В то же время в ней допускается ночной труд женщин как временная мера, где это вызывается особой необходимостью. Но эта временная мера длится уже 75 лет, во-первых, а, во-вторых, до сих пор, т. е. тоже 75 лет, законодатель не определил, какие же отрасли народного хозяйства, как исключение, могут применять ночной труд женщин, и что надо понимать под особой необходимостью в мирное время или это каждый работодатель сам решает, как ныне это на практике и происходит без всякого контроля.

В 70-х гг. составляли и выполняли специальные планы постепенного вывода женщин из ночных смен, и к концу 80-х гг. был значительно сокращен ночной женский труд.

Но и ныне коэффициент сменности в производствах с преимущественно женским трудом высок и он выше, чем в производствах с преимущественно мужским трудом. Поэтому проблема ограничения ночного женского труда должна решаться более радикально.

По коллективным договорам и социально-партнерским соглашениям также может ограничиваться ночной женский труд. Но в последние годы почти перестали предусматривать в коллективных договорах вывод женщин из ночных смен. Ограничения привлечения женщин к ночным работам, сделанные по коллективным договорам и социально-партнерским соглашениям, более эффективно должны направляться на полную ликвидацию ночного женского труда на каждом конкретном производстве, в отрасли, территории. Технологические процессы и оборудование, предназначенные для труда беременных женщин, не должны быть источником повышенных уровней физических, химических, биологических и психофизиологических факторов. При выборе технологических операций для их труда следует предусматривать такие величины физических нагрузок, которые являются допустимыми для беременных.

Нормативы рассчитаны на основании норм Постановления Совета Министров — Правительства Российской Федерации от 06.02.93 N 105 «О новых нормах и предельно допустимых нагрузок для женщин при подъеме и перемещении тяжестей вручную» .

При подъеме и перемещении тяжестей при чередовании с другой работой (до 2 раз в час) разрешается предельно допустимая масса груза -2,5 кг, при подъеме и перемещении тяжестей постоянно в течение рабочей смены -1,25 кг.

Беременные женщины не должны выполнять производственные операции, связанные с подъемом предметов труда выше уровня плечевого пояса, подъемом предметов труда с пола, преобладанием статического напряжения мышц ног и брюшного пресса, вынужденной рабочей позой (на корточках, на коленях, согнувшись, упором животом и грудью в оборудование и предметы труда), наклоном туловища более 15°. Для беременных женщин должны быть исключены работы на оборудовании, использующем ножную педаль управления, на конвейере с принудительным ритмом работы, сопровождающиеся нервно-эмоциональным напряжением.

Технологические операции, подходящие для выполнения беременными женщинами, выбираются из числа имеющихся на предприятии (или не свойственных данному предприятию), при условии, что они удовлетворяют показателям допустимой трудовой нагрузки. К таким работам могут быть отнесены легкие операции по сборке, сортировке, упаковке, довлетворяющие гигиеническим требованиям к трудовому процессу, организации рабочего места и производственной среде. При оценке параметров производственной среды на рабочих местах беременных следует руководствоваться гигиеническими показателями оптимальных условий производственной среды.

Не допускаются беременные женщины к выполнению работ, связанных с воздействием возбудителей инфекционных, паразитарных и грибковых заболеваний.

Беременные женщины не должны трудиться в условиях воздействия инфракрасного излучения. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений в рабочей зоне не должна превышать 35 °C.

Для беременных женщин исключаются виды деятельности, связанные с намоканием одежды и обуви, работы на сквозняке.

Особенности труда подростков Согласно принципам, провозглашенным в Уставе ООН, о равных и неотъемлемых правах всех членов общества, что является основой обеспечения свободы, справедливости и мира на земле, Конвенция о правах ребенка 1989 г. признала право ребенка на защиту от экономической эксплуатации и от выполнения любой работы, которая может представлять опасность для его здоровья или служить препятствием в получении им образования, либо наносить ущерб его здоровью и физическому, умственному, духовному, моральному и социальному развитию.

В этих целях все государства-участники данной Конвенции:

1) устанавливают минимальный возраст для приема на работу;

2) определяют необходимые требования о продолжительности рабочего дня

3) определяют необходимые требования к условиям труда;

4) предусматривают соответствующие виды наказания или другие санкции для обеспечения эффективного осуществления настоящих условий.

Минимальный возраст для приема на любой вид работы по найму или другой работы, которая по своему характеру или в силу обстоятельств, в которых она осуществляется, может нанести ущерб здоровью, безопасности или нравственности подростка, не должен быть ниже восемнадцати лет.

В Российской Федерации основным законодательным документом, регламентирующим условия труда подростков, является Кодекс Законов о Труде (КЗоТ).

В главе XII «Труд молодежи» КЗоТ РФ находится комплекс основных норм по труду молодежи, которые образуют особую охрану ее труда, особенно несовершеннолетних до восемнадцатилетнего возраста. Особая охрана труда подростков до 18-летнего возраста защищает их растущий неокрепший организм от производственных вредностей, а также еще не сложившийся их характер от пагубного влияния алкогольных напитков, если не запретить допуск к работе с ними. В этой главе помещены специальные нормы — льготы по труду молодежи, относящиеся к различным институтам трудового права (обеспечению занятости, трудовому договору, рабочему времени, охране труда и др.).

В Российской Федерации возраст, с которого допускается прием на работу, определен в статье 173 КЗоТ, в которой указывается, что не допускается прием на работу лиц моложе 15 лет.

Для подготовки молодежи к производственному труду допускается прием на работу обучающихся в общеобразовательных учреждениях, образовательных учреждениях начального и среднего профессионального образования для выполнения легкого труда, не причиняющего вреда здоровью и не нарушающего процесса обучения, в свободное от учебы время по достижении ими 14-летнего возраста с согласия родителей, усыновителей или попечителя.

Несовершеннолетние (лица, не достигшие восемнадцати лет) в трудовых правоотношениях приравниваются в правах к совершеннолетним, а в области охраны труда, рабочего времени, отпусков и некоторых других условий труда пользуются льготами, установленными настоящим Кодексом и другими актами трудового законодательства Трудовые льготы несовершеннолетним направлены на охрану их неокрепшего физически и нравственно-психически организма от производственных вредностей.

Требования к условиям и видам работ для труда подростков Допустимыми для применения труда подростков являются оптимальные и допустимые классы условий, определенные в соответствии с Гигиеническими критериями оценки условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса"

Предельно допустимые величины показателей тяжести Несовершеннолетним работникам до 18 лет ограничены предельные нормы переноски и передвижения тяжестей, поскольку их позвоночник еще не окреп, хрящеобразный и от перенапряжения тяжестями он может скривиться, заболеть.

Лица до 18 лет не должны назначаться на работы, связанные только с переноской и передвижением тяжести хотя бы и в небольших их размерах свыше 4,1 кг. Поэтому они не должны использоваться на погрузочно-разгрузочных работах.

Предельные нормы переноски и передвижения несовершеннолетними тяжестей утверждены еще постановлением НКТ РСФСР от 4 марта 1921 г. Согласно этим предельным нормам подросткам от 16 до 18 лет они установлены 16,4 кг, для девушек — 10,25 кг. Как видим, предельная норма для девушек превышает новые нормы для взрослых женщин (10 кг и с учетом подъема на высоту, что нет для девушек). Поэтому указанные предельные нормы несовершеннолетним подлежат пересмотру и как можно быстрее, поскольку прием на работу теперь с 15-летнего возраста и даже с 14-летнего учащихся во внеучебное время (см. ст. 173 и комментарий к ней). Ныне и 16-летним юношам, не привыкшим с детства к переноске тяжестей, трудно бывает даже поднять 16,4 кг, не говоря уже о их переноске. До 16-летнего возраста этот предел ограничен 4,1 кг.

Предельные нормы переноски и передвижения несовершеннолетними тяжестей на работе предусматривают также, что их работа по переноске и передвижению тяжестей должна быть не постоянной, а занимать не более одной трети рабочего дня.

Гигиенические критерии допустимые для труда подростков Согласно статье 175 КЗоТ РФ запрещается применение труда лиц моложе 18 лет на тяжелых работах и на работах с вредными или опасными условиями труда, на подземных работах, а также на работах, выполнение которых может причинить вред их нравственному развитию (в игорном бизнесе, ночных кабаре и клубах, в производстве, перевозке и торговле спиртными напитками, табачными изделиями, наркотическими и токсическими препаратами).

Список работ, указанных в части первой настоящей статьи, утверждается Правительством Российской Федерации. По указанному списку для лиц до 18 лет запрещены около 500 видов тяжелых, вредных и опасных работ при какой бы форме собственности и организационно-правовой форме производства они не производились.

Даже если сам подросток до 18 лет просит использовать его труд на этих видах труда, администрация не имеет право это делать, иначе она несет ответственность за нарушение трудового законодательства дисциплинарную, административную, а при тяжелых для подростка последствиях, может нести и уголовную ответственность).

Поэтому уже при приеме подростка до 18-летнего возраста администрация обязана ориентироваться на список запрещенных для него работ.

В отличие от женщин, которым запрещаются физические подземные работы, для подростков до 18 лет запрещается любая подземная работа, в том числе и нефизическая и эпизодическая.

Лиц до 21 года нельзя использовать на опасных взрывных работах, а лиц до 18 лет — на работах пожарником, водолазом и других опасных видах труда.

Запрещается применение труда подростков до 18 лет на работах, выполнение которых может причинить вред их нравственному развитию, поскольку характер у такого подростка еще не устоялся, психика у него легко может меняться и в негативную сторону развития. Поэтому их нельзя принимать на работу в ночные клубы и кабаре, в игорный бизнес, на работу по производству, перевозке и торговле спиртными напитками, табачными изделиями, наркотическими и токсическими препаратами на любой форме собственности и во всех видах организационно-правовых форм производств.

Перечень условий и видов работ, на которых запрещается труд подростков А. Особо вредные условия :

1. Вредные химические вещества (получение и применение в открытом виде):

— чрезвычайно опасные и высокоопасные 1-го и 2-го класса опасности;

— обладающие канцерогенным действием;

— способные вызывать аллергические заболевания в производственных условиях;

— аэрозоли с выраженным фиброгенным эффектом, имеющие ПДК 2 мг/куб.м;

— вещества с остронаправленным механизмом действия;

— вещества раздражающего действия.

2. Работы с виброоборудованием и виброинструментом.

3. Работа с лазерами 2−4-го класса опасности.

4. Ионизирующее излучение (все виды работ с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений).

5. Работа с ультразвуком при контактной передаче.

6. Работы с возбудителями инфекционных заболеваний, с инфицированными материалами и материалами, зараженными гельминтами, работы с кровью и лабораторные работы по изучению опухолей.

7. Обслуживание туберкулезных, инфекционных и кожно-венерических больных.

8. Работа с наркотическими, психотропными, снотворными препаратами.

9. Работа с ядовитыми и сильнодействующими растениями и лекарственным сырьем (растения и сырье, относящиеся к списку Б).

10. Работа, связанная с переработкой и получением табачно-махорочной продукции.

11. Работа, связанная с производством этилового спирта и выпуском алкогольной продукции.

Б. Работы с повышенной опасностью травматизма

1. Работы с взрывоопасными веществами.

2. Работы по производству, переработке и непосредственному использованию легковоспламеняющихся веществ.

3. Работа под напряжением 127 В и выше.

4. Верхолазные работы, все работы на высоте.

5. Работа в кессонах, барокамерах, водолазные работы.

6. Работа с оборудованием под давлением выше атмосферного.

7. Работа под землей.

8. Работа по обслуживанию механизмов с открытыми движущимися частями (трансмиссии, транспортеры, лебедки, цепи и др.).

В. Работы, связанные с тяжестью и высокой интенсивностью

1. Все работы, связанные с переносом тяжестей выше нормативов для подростков или занимающих более 1/3 рабочего дня.

2. Работа в ночную смену, сверхурочная работа, работа в выходные дни.

3. Аккордные или иные работы с максимальным темпом труда, со специальной оплатой.

Г. Работы, способные оказать отрицательное влияние на психическое и моральное состояние

1. Работа с трупами и трупным материалом (в моргах, прозекторских, крематориях, кладбищах, изготовление наглядных пособий).

2. Работа по убою скота, отлову и уничтожению животных, переработке трупов животных.

3. Работа в психиатрических больницах, интернатах, диспансерах, включая отделения для лечения наркологических больных в других лечебных учреждениях, работа в хосписах.

Медицинские осмотры молодежи Лица моложе 21 года принимаются на работу лишь после предварительного обязательного медицинского осмотра.

Работники в возрасте до 18 лет подлежат ежегодному обязательному медицинскому осмотру. Законодательством Российской Федерации может быть установлен более высокий возраст для прохождения ежегодных обязательных медицинских осмотров.

Медицинские осмотры лиц моложе 21 года осуществляются за счет средств работодателя.

Часть 1 ст. 176 КЗоТ, устанавливая обязательные предварительные при приеме на работу медицинские осмотры, запрещает по существу прием на любую работу лиц моложе 21 года без предварительного медицинского осмотра. Такой обязательный медицинский осмотр эти лица проходят с целью определения пригодности по состоянию здоровья к работе, на которую предполагается принять лицо моложе 21 года.

Известно, что ныне, как показывают медицинские осмотры при призыве в армию, здоровье молодежи резко ухудшилось. Уже многие выпускники средних общеобразовательных школ имеют пониженное зрение, слух, увеличились среди них нервные и другие заболевания. И чтобы работа по предполагаемому виду труда еще больше не навредила здоровью юноши или девушки и чтобы их затем не увольнять по несоответствию по состоянию здоровья, введен обязательный предварительный медицинский осмотр лиц до 21 года. Обязательный и означает, что прежде чем принять это лицо на работу, оно должно пройти медицинский осмотр.

Ночной труд подростков в промышленности Согласно Конвенции Международной Организации Труда 1948 г. термин «ночь «означает период продолжительностью по крайней мере в двенадцать последовательных часов.

В отношении подростков, не достигших шестнадцатилетнего возраста, этот период включает время между десятью часами вечера и шестью часами утра.

В отношении подростков, достигших возраста шестнадцати лет, но не достигших восемнадцатилетнего возраста, этот период включает промежуток времени, установленный компетентным органом власти, продолжительностью по крайней мере в семь последовательных часов между десятью часами вечера и семью часами утра; компетентный орган власти может устанавливать различные промежутки времени для различных районов, отраслей промышленности, предприятий или их филиалов, но он обязан консультироваться с заинтересованными организациями предпринимателей и трудящихся, прежде чем установить промежуток времени после одиннадцати часов вечера.

Статья 177 КЗоТ РФ запрещает привлекать работников моложе восемнадцати лет к ночным и сверхурочным работам и к работам в выходные дни.

Отпуска работникам моложе 18 лет Работникам моложе 18 лет ежегодный оплачиваемый отпуск устанавливается продолжительностью не менее 31 календарного дня и может быть использован ими в любое удобное для них время года.

Ежегодный оплачиваемый отпуск работнику моложе 18 лет нельзя переносить на следующий год. Он согласно статье 74 КЗоТ должен быть предоставлен ежегодно.

Работник моложе 18 лет может использовать ежегодный оплачиваемый отпуск в любое удобное для него время года. Он может, например, всегда летом его использовать, подав об этом заявление администрации, если в график отпусков его отпуск включен в другое время. Поэтому, составляя график отпусков, администрация обязана опросить работников моложе 18 лет, когда они хотят использовать свой отпуск и только после выяснения их желания включать их в график отпусков.

Нормы выработки для молодых рабочих Норма выработки — это заданная рабочему мера производства им продукции надлежащего качества за его рабочий день (смену), неделю, месяц. Норма выработки определяет меру труда рабочего за час, день, неделю, месяц, то есть установленную норму его труда Для рабочих моложе восемнадцати лет нормы выработки устанавливаются, исходя из норм выработки для взрослых рабочих пропорционально сокращенной продолжительности рабочего времени для лиц, не достигших восемнадцати лет.

Для молодых рабочих, поступающих на предприятие, в организацию по окончании общеобразовательных школ, профессионально-технических учебных заведений, а также прошедших профессиональное обучение на производстве, в предусмотренных законодательством случаях и размерах и на определенные им сроки могут утверждаться пониженные нормы выработки. Эти нормы утверждаются администрацией предприятия, организации по согласованию с соответствующим выборным профсоюзным органом предприятия, организации Оплата труда подростков Заработная плата работникам моложе восемнадцати лет при сокращенной продолжительности ежедневной работы выплачивается в таком же размере, как работникам соответствующих категорий при полной продолжительности ежедневной работы.

Труд работников моложе восемнадцати лет, допущенных к сдельным работам, оплачивается по сдельным расценкам, установленным для взрослых работников, с доплатой по тарифной ставке за время, на которое продолжительность их ежедневной работы сокращается по сравнению с продолжительностью ежедневной работы взрослых работников.

КЗоТ предусматривает оплату труда учащихся общеобразовательных школ, профессионально-технических и средних специальных учебных заведений, работающих в свободное от учебы время. Для них нет тех гарантий, какие установлены для работников моложе 18 лет.

Эти учащиеся оплачиваются пропорционально отработанному ими времени, а также в зависимости от выработки, т. е. от того, сколько сделал продукции. Предприятия, учреждения, организации им не обязаны, а лишь могут устанавливать доплаты к заработной плате за счет собственных средств.

Эти доплаты учащимся могут устанавливаться по коллективным договорам и соглашениям.

Охрана труда женщин и подростков Надзор и контроль за соблюдением законодательства о труде и охране труда осуществляют:

1) государственный надзор и контроль на предприятиях, в учреждениях, организациях независимо от форм собственности и подчиненности специально уполномоченные на то государственные органы и инспекции в соответствии с федеральными законами;

2) профессиональные союзы, а также состоящие в их ведении техническая и правовая инспекции труда — согласно положениям об этих инспекциях Решения органов государственного надзора и контроля в области охраны труда, их должностных лиц, принятые в пределах предоставленных им полномочий, являются обязательными для исполнения организациями, работодателями и должностными лицами организаций.

Должностные лица органов государственного надзора и контроля в области охраны труда несут ответственность за выполнение возложенных на них обязанностей в соответствии с законодательством.

Общественный контроль за соблюдением законных прав и интересов работников в области охраны труда осуществляют профессиональные союзы в лице их соответствующих органов и уполномоченных (доверенных) лиц по охране труда, иные уполномоченные работниками представительные органы, которые могут создавать в этих целях собственные инспекции.

Уполномоченные (доверенные) лица по охране труда профессиональных союзов или трудового коллектива действуют в соответствии с рекомендациями, разработанными органом государственного управления в области охраны труда.

Профессиональные союзы в лице их соответствующих органов защищают права работников на охрану труда, осуществляют контроль за реализацией этих прав, участвуют в разработке и согласовании законодательных и иных нормативных правовых актов по охране труда.

Профсоюзный комитет предприятия, учреждения, организации, трудовой коллектив рассматривают вопросы применения труда женщин и подростков, соблюдения охраны их труда и продолжения ими учебы. Они стремятся в коллективных договорах закрепить мероприятия по улучшению условий труда и быта женщин и молодежи, развитию культурно-массовой и спортивной работы.

Государственное управление охраной труда заключается: в реализации государственной политики в области охраны труда, разработке законодательных и иных нормативных правовых актов в этой области, а также требований к средствам производства, технологиям и организации труда, гарантирующим работникам здоровые и безопасные условия труда.

10.2 Виды и принцип действия пожарной сигнализации Технические средства, в первую очередь, классифицируются по двум признакам: функциональному назначению и области рименения.

По признаку — область применения, технические средства делятся на три группы:

— пожарные;

— охранные;

— охранно-пожарные.

По признаку — функциональное назначение, технические средства делятся на две группы:

— технические средства преобразования, приема, передачи, обработки, отображении, хранения информации и оповещения (далее ТСП);

— технические средства обнаружения (таких как — извещатели), которые предназначены для обнаружения проникновения или пожара на охраняемых объектах и формирования соответствующего извещения.

В свою очередь, охранные извещатели можно разделить, по назначению:

— для открытых и закрытых помещений, площадок;

— по виду контролируемой зоны, такие как, линейные, точечные, объемные и поверхностные;

по принципу действия, существуют электроконтактные, ударноконтактные, магнитоконтактные, пьезоэлектрические, ультразвуковые, емкостные, электромагнитные бесконтактные, оптикоэлектронные, радиоволновые, комбинированные.

Одним из аспектов широкого применения технических средств является пожарная сигнализация, где необходимо применение различных видов извещателей. По виду за контролируемыми признаками пожара, пожарные извещатели делятся на дымовые, тепловые, комбинированные, световые.

По принципу действия пожарные извещатели подразделяются на комбинированные, оптикоэлектронные, радиоизотопные, а также с использованием различных зависимостей (электрического сопротивления элементов от температуры, термоЭДС, линейного расширения элементов, плавких или сгораемых вставок, магнитной индукции от температуры, эффекта Холла, объемного расширения жидкости или газа, сегнетоэлектриков и других). На практике с целью повышения эффективности, пожарная сигнализация оснащается комплексом извещателей: различных по контролю за признаками пожара и по принципу действия.

Охранно-пожарными извещателями являются извещатели, принцип действия, которых предусматривает возможность их использования, как для обнаружения проникновения, так и для работы пожарной сигнализации, где требуется обнаружение пожара (например, ультразвуковые извещатели и оптикоэлектронные охранно-пожарные).

Классификационные группировки таких извещателей совпадают с классификационными группировками соответствующих охранных извещателей сигнализаций.

Технические средства передачи (ТСП) включают в себя:

— преобразование сигналов, выдачи извещений для обеспечения конкретного восприятия человеком, а также выдачи соответствующих команд на включения оповещателей;

— приборы приемно-контрольные (ППК) и станции пожарной сигнализации (СПС), служащие для приема извещений, передаваемых с помощью электрических сигналов от извещателей;

— приборы управления, служащие для приема извещений от ППК, СПС или извещателей, для формирования, выдачи команд произведение пуска автоматической установки пожаротушения пожарной сигнализации или других устройств и установок;

— системы передачи извещений (далее СПИ) о проникновении и пожаре, представляющие собой совокупность совместно работающих технических средств для обеспечения передачи сигналов по каналам связи и приема-передачи на пункте централизованной охраны соответствующих извещений о пожаре и проникновении на охраняемых объектах, регистрации полученной информации и обработки отображения.

Приборы приемно-контрольные (ППК) и станции пожарной сигнализации подразделяются следующим образом, по количеству охраняемых зон:

— малой емкости (охраняемых зон до пяти), средней емкости (охраняемых зон от шести до пятидесяти);

— большой емкости (свыше пятидесяти охраняемых зон);

по информативности:

— малой (два вида извещений), средней (извещений от трех до пяти видов), большой (извещений свыше пяти видов).

Приборы управления можно разделить, по количеству защищаемых зон:

— малой емкости (до двух защищаемых зон);

— средней емкости (от трех до пяти защищаемых зон);

— большой емкости (больше пяти защищаемых зон);

по количеству цепей коммутации, приходящихся на каждую защищаемую зону:

— малой разветвленности (до двух цепей коммутации);

— большой разветвленности (больше двух коммутируемых цепей).

Системы передачи извещений можно подразделить по алгоритму обслуживания объектов, на следующие системы:

— с ручным взятием объектов и постов под охрану и снятием их с охраны с помощью ведения телефонных (или аналогичных) переговоров пользователя с дежурным пульта централизованного наблюдения (СПИ с тактикой обслуживания по телефонной и другим средствам связи);

— с автоматизированным взятием, в дальнейшем снятием, без осуществления телефонных переговоров (автоматизированные СПИ).

Кроме того, рассмотренные системы передачи извещений группируются по типу используемых каналов следующим образом:

— абонентские линии телефонной сети с переключением их на период охраны;

— занятые линии телефонной сети (с сохранением, одновременно с охраной, возможности ведения переговоров по телефону);

— специальные проводные линии;

— радиоканалы (беспроводные).

Любая пожарная сигнализация предназначена для своевременного оповещения о возгорании на объекте и, для многих систем, для запуска автоматического пожаротушения. Важную роль в такой сигнализации является тип извещателя: тепловой; дымовой; световой; ионизационный; комбинированный; ручной. По принципу действия системы пожарной сигнализации подразделяются на: пороговые, адресные, адресно-аналоговые.

Пороговые системы имеют в своем составе извещатели с фиксированным порогом чувствительности. При этом в случае срабатывания одного из приборов охранно-пожарной сигнализации формируется обобщенный сигнал тревоги, поэтому применять такую систему сигнализации о пожаре лучше всего для объектов с не более 30−40 помещений. В адресных системах реализуется протокол обмена, позволяющий определить, какой именно извещатель сработал. Таким образом, можно определить, в какой именно зоне имеет место возгорание.

Адресно-аналоговые системы являются центром сбора телеметрической информации, поступающей от извещателя. При изменении параметров в помещении (тепловых или дымовых) именно станция формирует сигнал о пожаре. Адресно-аналоговые системы позволяют, не прерывая работу сигнализации, программно изменять фиксированный порог чувствительности извещателей. Такая система позволяет сократить время обнаружения загорания, фиксируя незначительные отклонения от нормы в каждой зоне и формируя предупредительные сообщения с точным указанием места отклонения.

Заключение

Спроектированная система электроснабжения судоремонтного завода имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередачи длиной 3 км напряжением 110 кВ., в качестве пункта приема электроэнергии используется двухтрансформаторная подстанция глубокого ввода с трансформаторами мощностью 40 МВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжения 6 кВ по кабельным линиям.

В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчетные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса. В качестве расчетной нагрузки по заводу в целом приняли нагрузку, определенную методом коэффициента спроса SМ = 34,342 МВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приема электроэнергии. ПГВ был установлен около цеха № 15. На основании технико-экономического расчета было выбрано рациональное напряжение питания. Проведен обоснованный выбор силовых питающих предприятие трансформаторов типа ТРДН-40/110 на основе суточного графика нагрузки. Электроснабжение завода выполнено по двухцепной питающей линии прокладываемой на железобетонных опорах проводом марки АС-95/16, которые прокладываются на железобетонных опорах. Учитывая класс напряжения высоковольтных потребителей подключенных к шинам распределительного устройства низкого напряжения, выбрано напряжение распределения электроэнергии на классе 6 кВ. На территории завода размещены 23 комплектных трансформаторных подстанций, 3 силовых пункта, и 1 распределительный пункт.

Питание цехов осуществляется по кабельным линиям, проложенных в земле в трубе. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведен расчет трехфазного тока короткого замыкания в трёх точках (К-1, К-2, К-3, К-4). На основании этих данных были выбраны коммутационные, защитные и измерительные электротехнические устройства в системах питания, распределения и потребления, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость.

Требованиям ПУЭ удовлетворяет расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ, выполненной на основе микропроцессорного реле.

Выполнен расчет режима сети для наиболее электрически удаленной точки.

Проведен расчет заземляющего устройства ПГВ.

В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надежности, экономичности.

1. Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий: Учеб. пособие / Грунин С. К., и д.р. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2001;104 с.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. /Под общей ред. Федорова А. А. и Сербиновского Г. В. — 2-е изд, перераб. и доп. М.: «Энергия», 1980 -576 с.

3.Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина Ю. Г., Федорова Л. Е., Зименкова М. Г., Смирнова А. Г. — М.: 1990

4.Опалева Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учебное пособие-М.: ФОРУМ-М, 2006.-480 с.(Высшее образование)

5.Правила устройства электроустановок, Минэнерго, Москва, Энергоатомиздат, 2000 — 527 с.

6.Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений. — М.: Интермет Инжиниринг, 2005;672 с.: ил.

7.Чернобровов Н. В., Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем. М., Энергоатомиздат, 1998;554

8. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбесович., Карапетян И. Г., Шапиро И. М. — М.: 2005

9. ГОСТ 12.1.044−89

10. НПБ 105−03 «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности»

11. ГОСТ 12.1.004−91 «Пожарная безопасность. Общие требования».

12. ГОСТ 12.1.038

13. Оборудование и электротехнические устройства систем электроснабжения: Справочник / Под общей редакцией В. Л. Вязигина, В. Н. Горюнова, В. К. Грунина (гл.редактор), В. Ф. Небускина, В. А. Ощепкова, В. К. Федорова, Омск, 2007;232

14. ГОСТ 14 209–97

15. http://www.gaz-transport.ru/

16. СНиП 21−01−97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»

17.ГОСТ 12.1.004 -91.

18. ППБ 01 — 93 « Правила пожарной безопасности в РФ»

19. Рекомендации по выбору и применению ОПН для оптимальной защиты электрооборудования. г. Великие Луки 2006.