Электроснабжение машиностроительного завода

Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Расчет напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП. Технико-экономическое обоснование схем.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 30.04.2012
Размер файла 1,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

(мм2),

Примем мм2. Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически устойчивого сечения (), то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения. Все кабели, для которых производится увеличение сечения, вносим в таблицу 25.

Проверим кабели, питающие синхронные двигатели:

(кА2·с).

(мм2).

Оставляем полученное ранее сечение F = 70 мм2.

Таблица 25 - Проверка кабелей на термическую стойкость

Начало и конец кабельной линии

Прежняя площадь сечения кабеля, мм2

Площадь термически устойчевого сечения кабеля, мм2

Тип и площадь сечения нового кабеля

Rл, Ом

ГПП - ТП4

25

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,211

ТП4 - ТП1

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,124

ГПП - ТП5

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,158

ГПП - ТП7

25

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,052

ТП7 - ТП6

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,084

ТП6 - ТП2

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,144

ГПП - ТП8

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,065

ТП8 - ТП3

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,124

ГПП - ТП9

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0, 206

ТП9 - ТП13

16

50

ААП2л (3Ч50)

0,107

ГПП - ТП11

25

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,126

ТП11 - ТП10

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,068

ГПП - ТП12

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,037

ТП12 - ТП15

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,146

ТП15 - ТП14

16

50

ААП2л 2Ч (3Ч50)

0,069

ГПП - ДСП

16

50

ААП2л (3Ч50)

0, 206

7.7 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-400, КТП-800 и КТП-1000 комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10/100-16 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПКТ.

Результаты выбора сводим в таблицу 26.

Таблица 26 - Выключатели нагрузки и предохранители

№ ТП

Uн, кВ

Iр, А

Iу, А

Iк, кА

Тип выключателя нагрузки

Тип предохранителя

ТП 1, 4

10

38,28

76,55

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-100-31,5У3

ТП 2, 6, 7

10

43,32

86,63

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-100-31,5У3

ТП 3, 8

10

24,44

48,88

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-50-31,5У3

ТП 5

10

19,06

38,12

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-50-31,5У3

ТП 9, 13

10

18,49

36,99

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-50-31,5У3

ТП 10, 11

10

36,96

73,91

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-100-31,5У3

ТП 12, 14, 15

10

34,23

68,47

11,31

ВНПу-10/100-16зУ3

ПКТ10-100-31,5У3

Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 27

Таблица 27 - Автоматические выключатели

№ ТП, РПН

Место установки выключателя

Iр, А

Iутяж, А

Тип выключателя

РПН1

Вводной

75,39

150,78

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН2

Вводной

130,44

260,88

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН3

Вводной

74,66

149,32

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН4

Вводной

199,34

398,67

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН5

Вводной

106,83

213,66

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН6

Вводной

97,92

195,83

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН7

Вводной

132,24

264,48

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН8

Вводной

31,11

62,23

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

РПН9

Вводной

60,48

120,96

АВМ4С; Iном = 400 А; Iо = 20 кА

8. Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. РУ 10 кВ ГПП имеет две секции сборных шин. Расчет ведется для одной секций сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП, синхронные двигатели, и дуговые сталеплавильные печи. В таблице 28 приведены исходные данные для схемы электроснабжения. Здесь обозначено: Sнтi - номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q1i и ДQтi - реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем; Rтрi - активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ; Rлi - активное сопротивление i-ой кабельной линии. Схема замещения представлена на рисунке 11.

Рисунок 11 Схема замещения СЭС для расчета компенсации реактивной мощности

Таблица 28

Трансформаторная подстанция

Sтн, кВА

Q1i, квар

ДQтi, квар

Rтi, Ом

Rлi, Ом

ТП1

800

391,94

34,53

1, 19

0,124

ТП2

1000

380,87

49,20

1,10

0,144

ТП3

400

90,375

23,84

3,44

0,124

ТП4

1000

239,79

37,24

1,10

0,211

ТП5

800

247,51

34,53

1, 19

0,158

ТП6

400

127,15

23,84

3,44

0,084

ТП7

400

127,15

23,84

3,44

0,052

ТП8

800

463,63

27,96

1, 19

0,065

ТП9

400

187,3

27,96

3,44

0, 206

ТП10

800

204,08

33,30

1, 19

0,068

ТП11

800

204,08

33,30

1, 19

0,126

ТП12

800

428,46

30,52

1, 19

0,037

ТП13

400

253,83

21,26

3,44

0,107

ТП14

400

159,22

21,28

3,44

0,069

ТП15

400

114,54

14,14

3,44

0,146

ИТОГО

3619,9

436,75

Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 29, где Д1, Д2 - параметры, характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.

Таблица 29

Обозначение в схеме

Тип двигателя

Uном,

кВ

Рсд. нi,

кВт

Qсд. нi,

квар

Ni,

шт

ni,

об/мин

Д1i,

кВт

Д2i,

кВт

СД 1,2

СТД

10

1600

-705

2

3000

4,25

6,27

Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется:

, (101)

где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности, зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной . Примем, что все СД имеют , тогда

Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной (значения всех входящих коэффициентов известны из технико-экономического сравнения):

; (102)

(руб/кВт).

Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

а) для низковольтных батарей конденсаторов 0,4 кВ:

; (103)

(руб/Мвар).

б) для высоковольтных батарей конденсаторов 10 кВ:

; (104)

(руб/Мвар).

в) для синхронных двигателей:

. (105)

, (106)

где - коэффициент отчислений;

, - капитальные затраты батарей конденсаторов;

, - удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.

Определим эквивалентные активные сопротивления СД:

. (107)

Реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями:

. (108)

, (109)

(кВ-2).

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 30.

Таблица 30

Обозначение СД на схеме

Qсд. мi, Мвар

З. сдi, руб/Мвар

З. сдi, руб/Мвар2

Rэ. сдi, Ом

Qсдi, Мвар

СД 1,2

1,92

27291,82

28555,65

0,68

0,90

Для определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными конденсаторными батареями, находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.

1. Для ТП5, питающейся по радиальной линии:

; (110)

2. Для ТП4-ТП1, ТП8-ТП3, ТП9-ТП13, ТП111-ТП10, ТП7-ТП6-ТП2, ТП12-ТП15-ТП14, питающихся по магистральной линии определяется следующим образом: покажем на примере ТП 4 и ТП1.

Рисунок 12. Схема замещения линий ТП4 и ТП1.

Введем обозначения:

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом).

Эквивалентная проводимость точки 4:

; (111)

(Ом-1).

С учетом полученного эквивалентного сопротивления присоединений ТП4 и ТП 1:

; (112)

(Ом).

; (113)

(Ом).

Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу 31.

Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей, подключенных к шинам трансформаторных подстанций, определим в предположении, что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи (Примем коэффициент Лагранжа ).

, (114)

; (115)

(Мвар•Ом).

Результаты расчета мощностей источников Qсi низковольтных БК сводим в таблицу 31, при этом принимаем только положительные значения.

Таблица 31

Место установки БК

Rэi, Ом

Qсi, Мвар

Qкi,

квар

Qкi+ Qсi, квар

Тип принятой стандартной БК

Qстi,

квар

Расчет

ное

Приня

тое

ТП1

1,780

-0,060

0

23,45

23,45

-

-

ТП2

1,450

-0,167

0

154,03

154,03

УКЛН-0,38-150-50-У3

150

ТП3

3,824

-0,112

0

291,44

291,44

УКЛН-0,38-300-150 У3

300

ТП4

1,490

-0,304

0

243, 20

243, 20

УКБН-0,38-200-50У3 УК2-0,38-50 У3

250

ТП5

1,346

-0,361

0

151,71

151,71

УКЛН-0,38-150-50-У3

150

ТП6

4,010

-0,065

0

99,90

99,90

УК4-0,38-100 У3

100

ТП7

3,670

-0,085

0

99,90

99,90

УК4-0,38-100 У3

100

ТП8

1,227

-0,214

0

0

0

-

-

ТП9

3,846

-0,010

0

15,16

15,16

-

-

ТП10

1,517

-0,333

0

0

0

-

-

ТП11

1,435

-0,366

0

0

0

-

-

ТП12

1,250

-0,233

0

0

0

-

-

ТП13

3,965

0,057

0,057

0

56,79

УК2-0,38-50 У3

50

ТП14

3,997

-0,036

0

200,73

200,73

УКБН-0,38-200-50У3

200

ТП15

3,918

-0,092

0

0,00

0,00

-

-

ГПП

0

1,742

1,742

-

-

УКЛ-10,5-1800 У1

1800

ИТОГО

-

-

-

1279,526

1336,315

-

3100

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП. Определим всю расчетную реактивную мощность, потребляемую предприятием:

; (116)

(Мвар).

Определим экономически целесообразную реактивную мощность как минимальную из двух:

; (117)

(Мвар).

; (118)

(Мвар).

Таким образом, экономически целесообразная реактивная мощность, потребляемая предприятием Мвар, а мощность, приходящаяся на 1 секцию с. ш. ГПП - Мвар.

Определим значение коэффициента реактивной мощности tgцэ, задаваемого предприятию энергосистемой:

; (119), .

Определяем мощность высоковольтной БК: подключенной к секции шин:

; (120)

(Мвар).

Соответственно устанавливаем на секцию шин высоковольтную конденсаторную установку УКЛ-10,5-1800 У1. Проверим баланс реактивных мощностей. Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.

. (121)

. (122)

(Мвар).

(Мвар).

Погрешность:

; (123), (%).

Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:

; (124)

.

Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

; (125)

(%).

9. Расчет показателей качества

Так как имеются потребители, ухудшающие качество электрической энергии, произведем расчет для определения соответствия потребляемой энергии ГОСТу.

Рисунок 13. Расчетная схема

Рисунок 14. Схема замещения

; (126)

(Ом).

; (127)

(Ом).

Суммарное сопротивление:

; (128)

(Ом).

Мощность короткого замыкания в точке К1:

; (129)

(МВ·А).

1. Размах колебаний напряжений:

; (130)

.

Полученное значение согласно ГОСТ 13109 - 97 в норме.

2. Коэффициент несинусоидальности:

; (131)

(кА).

. (132), . (133)

где - коэффициент токораспределения, равный

; (134)

.

; ; .

Результаты расчета по высшим гармоникам сведены в таблицу 32

Таблица 32

V

5

7

11

13

17

19

23

25

29

31

35

37

Iv, кА

2,89

1,47

0,60

0,43

0,25

0, 20

0,14

0,12

0,09

0,08

0,06

0,05

uv, В

159,90

114,22

72,68

61,50

47,03

42,08

34,76

31,98

27,57

25,79

22,84

21,61

.

(135)

.

(136)

Полученный параметр согласно ГОСТ 13109 - 97 в норме.

3. Коэффициент несимметрии.

, (137)

где - напряжение обратной последовательности.

. (138)

Для определения используем уравнения, связывающие мощности "мертвой" (P') и "дикой" (P) фазы.

; (139)

(МВт).

; (140)

(МВт).

; (141)

(МВт).

Ток обратной последовательности:

; (142), (А).

По формуле (138):

(В).

Коэффициент несимметрии по формуле:

. (143)

Рассчитанный параметр согласно ГОСТ 13109-97 в норме.

10. Выбор аппаратуры намоточного отделения 1

В данном разделе решается задача по расчету намоточного отделения 1, входящего в состав электроцеха. Электроцех с расчетной активной мощностью 397,3 кВт запитан от КТП с двумя трансформаторами типа ТМЗ - 400 - 10/0,4. Выбираем распределительные шинопроводы, а также питающие их кабельные линии. В таблице 1 были рассчитаны нагрузки рабочие токи на каждый шинопровод. Выбираем шинопроводы серии ШРА4-250-32-IУЗ (Iном = 250А), ШРА4-100-32-IУЗ (Iном = 100А).

Расчетный ток для выбора проводников и автоматических выключателей определяем по номинальной мощности электроприемника:

,(144)

Где Рн - номинальная мощность двигателя;

- коэффициент мощности двигателя.

Пусковой ток асинхронного двигателя:

, (145)

где kп - коэффициент пуска, для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором kп = 7.

Так как электроприемники расположены линейно, то для их питания принимаем3 распределительных шинопровода марки ШРА4 - 250 - 44 на номинальный ток 250 А. питание шинопровода осуществляется кабелем с медными жилами типа ВВГ. На вводе устанавливается ящик с трехполюсным рубильником и комплектом предохранителей типа ЯРП. А именно: ЯРП 12 - 250 с рубильником ВР - 32 и предохранителями ПН 2 - 250. Шинопроводы закреплены на колонках цеха на высоте 3 м.

Питание электроприемников осуществляется гибким медным проводом типа ПВ 3. Провода прокладываются в каналах полов в трубах.

Результаты занесены в таблицу 33

Таблица 33 - Выбор оборудования и проводов по отделению

№ на плане

Наименование Э.П.

Кол-во

Рном, кВт

cosц

Iном, А

Тип и количество проводов (кабелей)

F, мм2

Iдоп, А

Тип АВ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ШР - 1

2

станок намоточный

20

2,4

0,4

9,1

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

3

электрокалорифер

1

2,8

0,5

8,5

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

4

итого по ШР - 1

21

-

-

190,5

кабель ВВГ

1

4х95

197

-

5

ШР - 2

6

электрокалорифер

2

2,8

0,5

8,5

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

7

станок оплеточный

12

0,6

0,4

2,3

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

8

автомат намоточный

1

3,3

0,65

7,7

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

9

станок перемоточный

3

3

0,4

11,4

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

10

установка сатуроторная

2

2,2

1

3,3

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

11

вентилятор

1

14

0,8

26,6

провод ПВ

4

1х4

30

ВА57ф35

12

итого по ШР - 2

21

-

-

116,4

кабель ВВГ

1

4х50

137

-

13

ШР - 3

14

установка испытательная

4

7,5

0,8

14,2

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

15

ванна для лужения

4

10

1

15,2

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

16

вентилятор

1

14

0,8

26,6

провод ПВ

4

1х4

30

ВА57ф35

17

электрокалорифер

1

2,8

0,5

8,5

провод ПВ

4

1х2,5

25

ВА57ф35

18

итого по ШР - 3

10

-

-

153

кабель ВВГ

1

4х70

165

-

11. Расчет освещения электроцеха (специальный вопрос)

Оптимальными условиями для зрительной работы человека определяются светотехническими расчетами, цель которых состоит в выборе системы освещения: определении количества светильников и мощности ламп, необходимых для получения заданных нормируемых уровней освещенности или яркости покрытий; размещении светильников.

В данном разделе производится расчет освещения электроцеха, состоящего из шести отделений: намоточного отделения 1,2; механического; коллекторного; отделения намотки полюсных катушек и пропитки. Кроме этого в цехе есть различные бытовые и общественные помещения.

Расчет ведется по методу коэффициента использования [12].

Рассмотрим пример расчета намоточного отделения 1.

Находим индекс помещения:

(146)

где а - длина, м;

b - ширина, м;

Нр - рабочая поверхность, м.

.

Принимаем коэффициенты отражения поверхностей:

потолка

стен

расчетной поверхности .

Определяем коэффициент использования [12]

Найдем световой поток:

, (147)

где Ен - нормативная освещенность, при освещении лампами ДРЛ принимаем равной 300 м;

Кз - коэффициент запаса, принимаем равным 1,3;

Z - коэффициент неравномерности, принимаем равным 1,15 для ламп ДРЛ;

N - намечаемое число светильников.

(лм).

Принимаем к установке 10 светильников типа РСП05-250-032 с лампами ДРЛ-250 (Фис = 12000 лм).

Проверка:

. (148)

.

Определим удельную мощность:

, (149)

где Рис - мощность лампы, Вт.

(Вт/м2).

Для выбора сечения кабеля и типа автоматического выключателя группы рабочего освещения определим расчетный ток группы:

, (150)

где - суммарная нагрузка группы, Вт;

Кпм - коэффициент, учитывающий потери мощности (Кпм = 1,2);

UФ - фазное напряжение, В;

- коэффициент мощности.

Для группы 1-1 рабочего освещения:

(А).

Выбираем кабель на группу 1-1 ВВГ (3х2,5), который прокладываем по воздуху, и автоматический выключатель S233 RC20.

Расчеты остальных групп освещения производятся аналогично и сводятся в таблицу 34.

Таблица 34 - Электротехническая ведомость

Номер груп-пы

Потребители (количество)

Расчетные величины

Кабели

Защитные аппараты

Рр, Вт

cosц

Iр, А

марка, сечение

способ прокладки

Iд, А

тип

Iуст, А

1-1

ЛПО 2Ч40 (18),

НПО 1Ч100 (5)

1940

0,9/1

3,92

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S233

6

1-2

РСП 05-250-032 (12)

3000

0,9

6,06

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S233

16

1-3

РСП 05-250-032 (11)

2750

0,9

5,56

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S233

6

1-4

РСП 05-250-032 (11)

2750

0,9

5,56

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S233

6

1-5

РСП 05-250-032 (3), НББ - 60 (1)

810

0,9/1

1,64

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S233

6

2-1

РСП 05-250-032 (11)

2750

0,9

5,56

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S231

6

2-2

РСП 05-250-032 (9)

2250

0,9

4,55

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S231

6

2-3

РСП 05-250-032 (11), НББ - 60 (1)

2810

0,9/1

5,68

ВВГ (3Ч2,5)

в коробе

28

S231

6

В электротехнической ведомости группа 1 - рабочее освещение, тип осветительного щитка - ОЩВ-6, который получает питание от ТП3.

Определим сечение вводного кабеля и тип вводного автомата на рабочее освещение:

, (151)

где КС - коэффициент спроса (КС = 0,9).

(А).

Принимаем к установке на вводе кабель ВВГ (4х2,5) и автомат ВА47-100

(IН = 50 А).

Группа 2 - аварийное освещение, тип осветительного щитка - ОЩВ-6, который получает питание от ТП 6.

Определим сечение вводного кабеля и тип вводного автомата на аварийное освещение:

; (152)

А.

Принимаем к установке на вводе кабель ВВГ (4х2,5) и автомат ВА47-100 (IН = 50 А).

12. Релейная защита силовых трансформаторов на ГПП

На ГПП установлены два трансформатора ТДН-16000/110/10. Выбираем следующие виды защит:

продольная дифференциальная защита от многофазных замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах;

максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от сверхтоков, вызванных внешними многофазными замыканиями;

максимальная токовая защита в одной фазе от перегруза;

газовая защита от внутрибаковых повреждений.

На ГПП постоянный оперативный ток.

12.1 Дифференциальная защита трансформатора

ТДН - 16000/110/10

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания, приведенный к стороне высшего напряжения силового трансформатора:

, (153)

где - ток короткого замыкания в точке К-3 на шинах 10 кВ ГПП;

- среднее напряжение высокой и низкой сторон силового трансформатора.

(А).

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ ГПП, приведенный к стороне высшего напряжения силового трансформатора:

; (154)

(А).

Первичный и вторичный номинальные токи силового трансформатора:

; (155)

; (156)

(А).

(А).

Для выбора трансформаторов тока найдем максимальные рабочие токи:

на стороне высшего напряжения:

; (157)

(А).

на стороне низкого напряжения:

; (158)

(А).

На стороне ВН принимаем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ110-У1-200-0,5/10р/10р: , .

Коэффициент трансформации трансформатора тока

(159)

На стороне НН принимаем к установке трансформатор тока типа ТОЛ-10-1500-0,5/10Р: , .

Коэффициент трансформации трансформатора тока

; (160)

.

Силовой трансформатор имеет схему соединения обмоток У/Д, следовательно, для компенсации сдвига фаз трансформаторы тока на высокой стороне включаются по схеме полного треугольника (), а трансформаторы тока на низкой стороне - по схеме звезды ().

Защита выполняется с помощью дифференциального реле РСТ-15.

Вторичные токи трансформаторов тока в номинальном режиме работы:

; (161)

(А).

(А).

За основную сторону принимаем сторону высшего напряжения, так как .

Определяем токи небаланса, вызванные погрешностями трансформаторов тока и регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) . При этом все токи приводим к ступени напряжения основной стороны.

Определим ток небаланса :

, (162)

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- коэффициент апериодической составляющей для дифференциального реле;

- допустимая погрешность трансформаторов тока;

А.

Определим ток небаланса :

, (163)

где - пределы регулирования напряжения на стороне ВН;

- пределы регулирования напряжения на стороне СН.

А.

Предварительное значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от токов небаланса

, (163)

где - коэффициент отстройки от токов небаланса;

(А).

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания

, (164)

где - коэффициент отстройки от броска тока намагничивания;

(А).

Из двух токов срабатывания выбираем наибольший, то есть А.

Найдем предварительное значение коэффициента чувствительности:

; (165)

.

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требуемым условиям, продолжаем расчет для реле РСТ-15.

Ток срабатывания реле на основной стороне:

; (166)

(А).

Ток срабатывания реле на неосновной стороне

(167)

где - коэффициент трансформации силового трансформатора.

, (А).

Примем число витков основной обмотки .

Расчетная МДС основной обмотки

; (168)

(А·витков).

Принимаем ближайшее стандартное значение МДС .

Расчетное число витков неосновной обмотки находится из условия

; (169), .

Принимаем .

Составляющая тока небаланса из-за неравенства расчетного и действительного числа витков

; (170)

(А).

Ток срабатывания защиты с учетом всех составляющих тока небаланса

, (171)

где - коэффициент отстройки.

(А).

Коэффициент чувствительности определяем по формуле (165):

.

Так как коэффициент чувствительности превышает требуемое нормированное значение, то защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

Ток срабатывания реле на основной стороне

(А).

Ток срабатывания реле на неосновной стороне

(А).

12.2 Максимальная токовая защита

Резервной защитой от многофазных коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах и защитой от сверхтоков, вызванных внешними короткими замыканиями, является МТЗ с независимой от тока выдержкой времени. Защита выполняется на реле РСТ-13-24 с коэффициентом возврата .

Максимальный рабочий ток по формуле (157)

Коэффициент трансформации:

.

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального рабочего тока при возможной перегрузке трансформаторов:

, (172)

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата.

(А).

Определим коэффициент чувствительности в основной зоне:

; (173)

.

Определим коэффициент чувствительности в зоне резервирования:

; (174)

.

Ток срабатывания реле:

(А).

Используем защиту от токовых реле РСТ-13-24, уставки 5-20 А. Для защиты используем трансформаторы тока ТФЗМ110-У1-200-0,5/10р/10р, соединенные по схеме полного треугольника. Тогда коэффициент схемы .

Определим сумму уставок:

; (175)

.

Принимаем сумму уставок

.

Найдем ток уставки реле:

;

(А). (176)

Время срабатывания защиты принимается по условию отстройки от МТЗ на секционном выключателе:

(с), (177)

(с). (178)

Выбираем реле времени типа РВ-01 с уставками 0,25-3,5 с.

12.3 Максимальная токовая защита от перегруза

В качестве защиты от перегруза применяем максимальную токовую защиту с одним реле тока РСТ-13-19, включенным на трансформатор тока фазы А со стороны низшего напряжения силового трансформатора.

Ток срабатывания защиты по формуле:

; (179)

(А).

Ток срабатывания реле:

; (180)

(А).

Принимаем к установке реле РСТ 13-19, у которого ток срабатывания находится в пределах .

Определим сумму уставок:

; (181)

.

Принимаем сумму уставок

.

Найдем ток уставки реле:

; (182)

.

Защита действует на сигнал с выдержкой времени tсз=2 с, устанавливаем реле времени типа РВ-01 (tвв=1-100 с).

12.4 Газовая защита

Газовая защита является основной защитой трансформаторов от витковых замыканий и других внутренних повреждений, сопровождаемых разложением масла и выделением газа. Газовая защита имеет два реагирующих элемента с раздельным входом. При слабом газообразовании и пониженном уровне масла срабатывает верхний элемент, действующий на сигнал. При бурном газообразовании масла в баке, в баке происходит движение масла в сторону расширителя. В результате перемещения масла с определенной скоростью срабатывает нижний элемент, действующий на отключение без выдержки времени. Этот же элемент срабатывает и при дальнейшем снижении уровня масла. В качестве реагирующего органа выбираем реле типа РГТ-80. Уставка скоростного элемента (нижнего) выбирается в зависимости от мощности и системы охлаждения силового трансформатора. Так как трансформатор имеет мощность 16 МВ·А и систему охлаждения Д, то принимаем уставку 0,6 м/с.

13. Безопасность жизнедеятельности на ГПП

13.1 Конструктивное исполнение ГПП

Главная понизительная подстанция промышленного предприятия является объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя из этого, на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и техники безопасности.

При выборе местоположения ГПП учтены требования ПУЭ и СНиП. ГПП максимально приближена к центру электрических нагрузок с учетом застройки территории, рельефа и геологии местности. К тому же ГПП расположена с неветреной стороны относительно преобладающего ветра в районе (северо-западное, юго-западное) и максимально возможно отдалена от имеющихся на предприятии источников загрязнения.

Распределительное устройство 110 кВ ГПП выполнено открытым.

Площадка подстанции соответствует требованиям ПУЭ 4.2:

а) Площадка и заходы на нее расположены на незаселенной местности.

б) Территория подстанции спланирована с уклоном для стока ливневых вод. Уклон не более 3%.

в) Территория подстанции окружена внешним забором высотой 2 м; вспомогательные сооружения - забором высотой 1,6 м.

г) Площадка ГПП предусматривает дальнейшее расширение.

Распределительное устройство 10 кВ выполнено комплектным. Здание ЗРУ выполняется из сборного железобетона с пролетом 6 м, с высотой 3,8 м. подземные туннели силовых и контрольных кабелей служат фундаментами для оборудования ячеек. Проемы в полу, через которые проходят кабели, заделываются асбестом или цементом, вентиляционные отверстия закрываются густыми металлическими сетками.

В соответствии с [2] к ОРУ подведена автомобильная дорога. В ОРУ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий. Габариты проезда 3,5 м.

13.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ ОРУ 110 кВ

Планировка площади ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод за пределы территории. Кабели расположены в траншеях. Для обеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие изоляционные расстояния:

1) От токоведущих частей или от элементов оборудования или изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 900 мм;

2) Между проводами разных фаз - 1000 мм;

3) От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением до габаритов транспортируемого оборудования - 1650 мм;

4) От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов - 3600 мм;

5) Между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и не отключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями - 2900 мм;

6) От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту - 1100 мм.

13.3 Основные требования к установке трансформаторов

Аппаратура ОРУ и трансформаторы установлены открыто. Металлические конструкции ОРУ-110 кВ и ЗРУ-10 кВ и трансформаторов, а так же подземные части металлических и железобетонных конструкций для защиты от коррозии - окрашены.

Силовые трансформаторы установлены на низком фундаменте из сборного железобетона. К ним обеспечен проезд для пожарных машин, доставки и вывоза трансформаторов. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены стационарной лестницей. Трансформаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца окрашены в светлые тона маслостойкой краской [2]. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении, под трансформаторами предусмотрены маслоприемники незаглубленного типа (дно на уровне окружающей планировки земли) с отводом масла, выполненные в виде бортовых ограждений высотой 0,25 м. Дно маслоприемника засыпано крупным чистым гравием толщиной 0,25 м.

Все токоведущие части, доступные случайному прикосновению, ограждены металлической сеткой с окном 25Ч25 мм; на всем электрооборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи и мнемосхемы, поясняющие назначение электрооборудования, а так же вывешены предупреждающие плакаты.

13.4 Закрытое распределительное устройство

В ЗРУ ячейки КРУ установлены в два ряда с центральным проходом шириной 2 м, ширина прохода между ячейкой и стеной - 1 м. Выкатные элементы КРУ имеют механическую блокировку, так что доступ к токоведущим частям автоматически закрывается металлическими шторками при выкате тележки. ЗРУ имеет две двери для выхода, которые открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки [2]. ЗРУ выполнено без окон. Камеры трансформаторов собственных нужд оборудованы барьерами у входов высотой 1,2 м [2].

13.5 Правила окраски токоведущих частей

Для распознавания частей и фаз одноименных шин в ЗРУ шины окрашены:

Фаза А - желтый цвет;

Фаза В - зеленый цвет;

Фаза С - красный цвет.

Заземляющие ножи окрашиваются в черный цвет.

13.6 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП

На ГПП согласно ПТЭ и ПТБ имеются следующие защитные средства:

1. Изолирующая штанга:

а) U = 110 кВ - 1 шт. (ШИ-110);

б) U = 10 кВ - 1 шт. (ШИ-10).

2. Указатель напряжения:

а) УВН-90 на U = 110 кВ - 1 шт.;

б) УВН-80 на U = 10 кВ - 1 шт.;

в) МИН-1 на U = 0,4 кВ - 1 шт.

3. Изолирующие клещи:

а) U = 10 кВ - 1 шт.;

б) U = 0,4 кВ - 1 шт.

4. Диэлектрические перчатки - 2 пары.

5. Диэлектрические боты на ОРУ - 1 пара.

6. Диэлектрические калоши - 1 пара;

7. Диэлектрические ковры - по местным условиям.

8. Шланговый противогаз - 2 шт.

9. Защитные очки - 2 шт.

10. Медицинская аптечка.

11. Временные ограждения - 2 шт.

12. Переносные заземления:

а) на U = 110 кВ - 2 комплекта;

б) на U = 10 кВ - 2 комплекта;

в) на U = 0,4 кВ - 2 комплекта.

13. Предупредительные плакаты - 8 комплектов.

13.7 Электробезопасность

13.7.1 Установка заземляющих ножей, выбор системы блокировки

Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ приняты к установке разъединители РДЗ с заземляющими ножами, предусмотрена механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных и наоборот. Наличие заземляющих ножей, как правило, исключает необходимость переносных заземлений, что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность. Заземляющие ножи окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

Все ячейки КРУ-10 кВ имеют механическую блокировку.

13.7.2 Расчет защитного заземления ОРУ ГПП

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения.

Заземление обязательно во всех электроустановках при напряжении 380 В и выше переменного тока, 440 В и выше постоянного тока, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжении 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше постоянного тока.

В электрических установках заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов, металлические конструкции зданий и сооружений и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители.

В качестве естественных заземлителей применяют водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и газов; обсадные трубы скважин, металлические и железобетонные конструкции зданий, находящиеся в соприкосновении с землей; металлические шпунты гидротехнических сооружений; свинцовые оболочки кабелей; заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устройством грозозащитным тросом; рельсовые подъездные пути при наличии перемычек между рельсами.

Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чем двумя проводниками в разных точках.

В качестве искусственных заземлителей применяют прутковую круглую сталь диаметром не менее 10 мм (неоцинкованная) и 6 мм (оцинкованная), полосовую сталь толщиной не менее 4 мм и сечением не менее 48 мм2.

Количество заземлителей (уголков, стержней) определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладывают заземляющие полосы на глубине 0,5 - 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, т.е. образуется заземляющая сетка, к которой присоединяется заземляемое оборудование.

Исходными данными для расчета заземлителей являются:

удельное сопротивление верхнего слоя (почвенно-растительный слой глубиной 1,5 м) с1=50 Ом·м;

удельное сопротивление нижнего слоя (глина) с2=10 Ом·м;

величина тока однофазного короткого замыкания Iкз = 5,98 кА;

допустимое напряжение прикосновения: Uпр доп=400 В.

Естественных заземлителей нет.

Время воздействия напряжения прикосновения человека определим по формуле:

, (183)

где tр. з. - время действия релейной защиты, с;

tотк. в. - время отключения выключателя, с.

(с).

Для фв = 0,065 с находим Uпр. доп. = 400 В

Коэффициент напряжения прикосновения определим по формуле:

, (184)

где М = 0,75 при с12 = 5;

- коэффициент, учитывающий сопротивления стекания тока на землю;

Lг - суммарная длина горизонтальных заземлителей по плану (Lг =890 м);

lвер - длина вертикального заземлителя (lвер = 5 м);

а - расстояние между вертикальными заземлителями (а=5 м);

S - площадь, ограниченная заземлителями.

; (185)

.

Заменим заземлитель расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей и найдем:

Сторона квадратной модели:

(м).

Число ячеек по стороне квадрата

; (185)

.

Длина полос в расчетной модели:

; (186)

(м).

Длина стороны ячейки:

; (187)

(м).

Рисунок 15 - План расположения заземления

Подставив все найденные значения в формулу (184), получим:

.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/lв =1

; (188)

.

Принимаем .

Общая длина вертикальных заземлителей:

; (189), (м).

Относительная глубина:

.

Тогда коэффициент А:

.

Исходя из соотношений и

.

определяем , тогда (Ом·м).

Общее сопротивление сложного заземлителя:

; (190)

(Ом).

Определим допустимое напряжение на заземлителе:

; (191)

(В).

Допустимое сопротивление заземлителя:

; (192)

(Ом).

Таким образом .

Напряжение прикосновения:

; (193)

(В).

Что меньше предельно допустимого В, следовательно, расчет окончен.

Заземляющее устройство выполняется из полосы . Произведем проверку на термическую стойкость:

, (194)

где С=74 - для стали;

; (195)

().

Следовательно по (194):

().

13.8 Молниезащита

Открытые распределительные устройства и подстанции 20-500 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Защита зданий ЗРУ, имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции, выполняется заземлением этих покрытий (конструкций).

Защита от прямых ударов молнии выполняется при помощи специальных молниеотводов или заземлением металлических частей зданий, крыш и т.п.

ОРУ, если оно не попадает в зону защиты других объектов (дымовых труб), защищается с помощью стержневых молниеотводов. Установка молниеотводов на конструкциях ОРУ является наиболее простым и дешевым способом защиты. Это позволяет увеличить высоту молниеотвода и наиболее эффективно использовать их защитную зону.

Молниеотвод состоит из несущей части (опоры), молниеприемника, токоотвода (токоспуска) и заземлителя.

Для определения типа зоны защиты и категории устройств молниезащиты найдем ожидаемое число поражений в год:

, (196)

где h=40 м - ширина защищаемого объекта;

l=50 м - длина защищаемого объекта;

hx =13,5 м - высота защищаемого объекта;

n=6 - среднее число поражений 1 км земной поверхности в год.

Подставим значения в ():

.

Следовательно, зона защиты - Б, категория устройств молниезащиты - 2.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус, вершина которого находится на высоте h0<hм. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого объекта hx представляет собой круг радиусом rx.

ОРУ-110 кВ защищают от прямых ударов молнии отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, установленными на порталах подстанции. Высоту молниеотвода определим по выражению:

, (197)

Где hм - высота молниеотвода, м;

D - максимальное расстояние между молниеотводами, м.

; (198)

(м).

Примем hм =19,5 м, тогда:

; (199)

.

Зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли:

; (200)

(м).

Радиус защиты молниеотвода:

; (201)

(м).

; (202)

(м).

Наименьшая ширина защиты двух молниеотводов на высоте 13,5 м при расстоянии между молниеотводами 35 м:

; (203)

(м).

Наименьшая ширина защиты двух молниеотводов на высоте 13,5 м при расстоянии между молниеотводами 30 м:

(м). (204)

Устанавливаем 4 стержневых молниеотвода.

Рисунок 16. молниезащита ОРУ

13.9 Определение величины тока однофазного замыкания на землю

Реактивная (емкостная) мощность, генерируемая кабельными линиями электрически связанной сети промышленного предприятия:

, (205)

где qi - удельная зарядная мощность i-ой кабельной линии, квар/км;

li - длина кабельной линии, км;

U = U/Uн = 10,5/10 = 1,05 - относительное напряжение сети.

Используя данные таблицы, получаем, что Qкл = 95,17 квар.

Емкостный ток однофазного замыкания на землю:

; (206), (А).

Следовательно, ток, генерируемый кабельными линиями от одного трансформатора составит:

; (207)

(А).

Согласно ПУЭ компенсация емкостного тока ОЗЗ должна применяться в сетях 10 кВ при его величине более 20 А. Поэтому компенсация емкостного тока ОЗЗ не применяется.

13.10 Устройства сигнализации и контроля изоляции

На РУ ГПП предусматривается звуковая и световая сигнализация отключения элегазовых выключателей, выполненная в шкафах КРУ трансформаторов напряжения. Предусматривается передача аварийного сигнала на диспетчерские пункты. На РП 10 кВ предусмотрена также передача предупредительных сигналов повышения температуры масла в трансформаторах КТП. Сигнал передается на диспетчерские пункты.

В проекте предусмотрены периодический и постоянный контроль изоляции. Периодический контроль производится в сроки, установленные правилами или при обнаружении дефектов. Постоянный контроль предусмотрен в течение всего времени работы электроустановки. Постоянный контроль изоляции осуществляется посредством трансформаторов напряжения ЗНОЛ-09.10 У3, устанавливаемых на каждую секцию шин ГПП.

Реле КV включено на напряжение нулевой последовательности. При ОЗЗ KV срабатывает и подает сигнал на щит управления подстанции. Для контроля изоляции на каждой отходящей линии установлены трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМ-10. первичной обмоткой данных трансформаторов тока служат три жилы кабеля. При допустимом сопротивлении изоляции и отсутствии замыкания на землю токи утечки по абсолютной величине равны и ток нулевой последовательности равен нулю. При замыкании на землю к току утечки прибавляется ток ОЗЗ и защита срабатывает.

Рисунок 17. Схема сигнализации ОЗЗ

13.11 Освещение ОРУ

В темное время суток, а так же при плохой видимости возможно проведение монтажных работ и ликвидация аварийной ситуации. Для этого необходимо предусмотреть нормальное освещение территории ГПП. Согласно общим требованиям территория ГПП должна быть освещена равномерно по всей площади.

Площадь ОРУ - 110 кВ:

; (208)

().

Суммарный световой поток:

, (209)

где Ен - нормативный световой поток, Ен = 1 лк.

kз - коэффициент запаса, kз = 1,5;

kn - коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой площади, kп = 1,5.

(лм).

Для освещения принимаем прожекторы марки ПЗС-35 с лампой НГ-220-500:

КПД прожектора, ;

максимальная сила света, ккд;

световой поток лампы, лм.

Определим число прожекторов:

; (210)

.

Принимаем число прожекторов Nпр = 3.

Определим высоту установки прожектора:

; (211)

.

Прожекторы устанавливаем на матах освещения на противоположных сторонах ОРУ-110 кВ по три штуки. Угол прожекторов устанавливаем в зависимости от направления освещенности.

13.12 Пожарная безопасность и взрывобезопасность

Территория ОРУ-110 кВ относится к категории "Г" по пожарной безопасности. Для исключения возможности возникновения пожара проведены следующие мероприятия: под трансформаторами ТДН 16000/110 выполнены маслоприемники с бортовыми ограждениями, заполненные чистым гравием. Объем маслоприемника рассчитан на прием 100% масла трансформаторов. Маслоприемники соединены с маслосборниками, выполненными в виде подземного резервуара, при помощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11м, не предусмотрена разделительная перегородка (с пределом огнестойкости 1,5 ч, равной ширине маслоприемника, и высотой, равной высоте вводов 110 кВ). Конструкции ОРУ-110 кВ выполнены из несгораемых материалов (железобетон, металл). ЗРУ-10 кВ относится к производственным помещениям категории "Д" по степени пожарной опасности. Здание ЗРУ-10 кВ выполнено из огнестойких панелей (предел огнестойкости не менее 3 ч). Оно имеет два выхода, расположенных с противоположных торцов здания; двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны ЗРУ.

Кроме того, электрооборудование и электрические сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при коротком замыкании имеют достаточную термическую стойкость и отключающую способность.

Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и на отключение.

В ЗРУ-10 кВ применены вакуумные выключатели.

Расстояние от ЗРУ до производственных зданий и сооружений не менее 7м.

На ГПП предусмотрен пожарный водопровод с гидрантом, питающимся от внутризаводской сети водоснабжения. Помимо этого имеются следующие первичные средства пожаротушения: на ОРУ-110 кВ: пожарный щит с принадлежностями, ящик с песком у каждого трансформатора. В ЗРУ-10 кВ: пять огнетушителей типа ОУ-8 и три типа ОП-5; ящик с песком; пожарный щит с принадлежностями. Так же в ЗРУ-10 кВ установлена пожарная сигнализация, и имеется связь с пожарной охраной.

14. Производственный менеджмент в энергетике предприятия

14.1 Система целей энергетического хозяйства предприятия

14.1.1 Построение дерева целей

Дерево целей представляет собой структурную модель, которая показывает соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения сверхзадача высшего уровня, или миссия предприятия делится на проектные цели его подразделений (в том числе, энергохозяйства), операционные цели исполнителей. Дерево целей представлено на рисунке 18.

При составлении дерева целей необходимо учитывать влияние внешних факторов (STEP-факторов). Рассмотрим эти факторы.

S (социальные факторы):

уровень безработицы;

отношение к предприятию людей в округе;

наличие инвесторов и их отношение к предприятию.

Т (технологические факторы):

износ основных фондов;

появление новых технологий и оборудования.

Е (экономические факторы):

спрос на продукцию;

инфляция;

курс валют;

возможность выхода на новые рынки;

экспортные, железнодорожные и прочие тарифы;

процентные ставки по банковским кредитам;

налогообложение.

Р (политические факторы):

государственная поддержка;

политическая ситуация в стране.

Рисунок 18. Дерево целей

14.2 Анализ поля сил

Поле сил показывает соотношение влияний движущих сил реализации целей и сдерживающих сил, этому препятствующих. Поле сил характеризует организационную надежность состояния предприятия, устойчивость и направленность его развития. Преобладание тех или иных сил определяет формулировки проблемы и целей. Для нашего случая схему поля сил покажем на рисунке 19.

Рисунок 19. Поле сил изменения системы

Как видно из рисунка 19, влияние движущих сил преобладает, следовательно, можно сказать, что цель предприятия будет достигнута.

14.3 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства

Годовой объем потребления электроэнергии на предприятия найдем как сумму следующих составляющих:

1) Электроэнергия для нужд основного производства:

, (212)

где Pс - средняя суммарная нагрузка предприятия за первую смену, кВт;

n = 3 - количество смен;

nв = nпр - количество смен в выходные и праздничные дни;

Fн= 2016 часов - номинальный фонд рабочего времени;

Fв= 840 часов - время работы оборудования в выходные дни;

Fпр = 64 ч - время работы оборудования в праздничные дни;

(кВт·ч/год).

2) Электроэнергия для нужд освещения:

, (213)

где Pмо - максимум нагрузки осветительных установок, кВт;

Tmax - число часов использования максимума нагрузки осветительных установок (при трехсменной работе TО = 4100 ч/год);

(кВт·ч/год).

3) Потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения за год:

(кВт·ч/год).

Годовой объем потребления электроэнергии:

; (214)

(кВт·ч/год).

14.4 Определение типов организационной культуры и структуры предприятия и его энергохозяйства

14.4.1 Организационная культура

Организационная культура - это совокупность норм, правил, ценностей, традиций, убеждений и т.д., которые создают всеобъемлющий контекст для всего, что мы делаем или о чем думаем, выполняя работу в организации.

Известны 4 типа организационной культуры:

культура власти (с преобладанием силы власти иерархического типа);

культура роли (преобладает сила положения с четким разделением функций управления);

культура задачи (преобладает сила специалистов в чем-либо и нацеленность на общий результат);

культура личности (нацеленность на проект).

Для выбора организационной культуры на предприятии проведем сравнительный анализ типов культур методом SWOT. Для этого составляются четыре матрицы, в квадрантах которых приводятся сильные (S), слабые (W) стороны каждой культуры, ее возможности (О) и угрозы (Т) существованию культуры на предприятии.

Культура власти

S:

нет неопределенных ситуаций;

четкое разделение прав и обязанностей.

W:

1) зависимость от центрального источника власти;

2) нет возможности развития специалистов;

3) заниженная самооценка у работников.

О:

1) достижение цели любыми способами;

2) быстрая реакция на изменения во внешней среде при гибком управлении.

Т:

1) медленная реакция на изменения во внешней среде, если руководитель консервативен;

2) отсутствие мотивации труда и личной ответственности, что приводит к снижению производительности труда и снижению качества продукции.

Культура роли

S:

1) контроль осуществляется с помощью правил, инструкций;

2) работа хорошо организована;

3) четкое распределение обязанностей.

W:

1) сотрудники не имеют возможности получения знаний в других областях деятельности предприятия;

2) в случае невыхода на работу сотрудника его некем заменить;

3) важность силы положения, а не силы специалиста.

О:

1) возможность для работника стать компетентным специалистом в своей области;

2) эффективная работа предприятия в стабильной среде.

Т:

1) медленная реакция на изменения во внешней среде.

Культура задачи

S:

1) быстрое и качественное выполнение конкретных проектов или работ;

2) свобода сотрудников при выборе метода работы;

3) решения принимают наиболее компетентные сотрудники;

4) высокая квалификация персонала;

5) постоянное совершенствование работников в результате конкуренции.

W:

1) качество выполнения работы зависит от личных качеств сотрудника и его желания работать;

2) принцип двойного подчинения;

3) данный тип культуры является переходным.

О:

1) возможность продвижения по службе компетентных сотрудников;

2) хорошая работа, когда ресурсы доступны всем, кто в них нуждается;

3) быстрая адаптация к изменяющимся внешним условиям.

Т:

1) в случае дефицита ресурсов начинается конкурентная борьба за доступ к ним, и данный тип культуры перерождается в культуру роли.

Культура личности

S:

1) высокая производительность труда;

2) качественное выполнение работы;

3) нацеленность на общий результат;

4) сила власти специалистов.

W:

1) отсутствие четкого руководства;

2) зависимость выполнения задачи от каждого сотрудника;

3) зависимость от разовых заказов.

О:

1) быстрая реакция на изменяющиеся внешние условия;

2) возможность реализации идей сотрудников;

3) постоянное совершенствование знаний персонала.

Т:

1) угроза распада в случае отсутствия лидера.

На основе SWOT-анализа для рассматриваемого предприятия выбираем культуру задачи, для которой характерно преобладание силы специалистов в чем-либо и нацеленность на общий результат.

14.4.2 Организационная структура

Организационная структура - система взаимоотношений между должностями и людьми в организации. Назначение организационной структуры заключается в распределении работ между членами организации и координация их действий, направленных на достижение общих целей. Принимаем линейно-функциональную структуру. Ей свойственны команды, которые решают конкретно поставленные задачи. Такая структура гибкая, способная реагировать на изменения во внешней среде.

Определим структуру управления.

Рисунок 20. Организационная структура энергохозяйства предприятия

В данной структуре число уровней линейного управления hЛ = 3. Сплошными линиями показаны взаимосвязи линейного управления, а штриховыми - функционального.

14.5 Функциональная матрица и должностная инструкция

Функциональная матрица составляется для разделения линейного и функционального руководства. Матрица (таблица 35) образуется при взаимно перпендикулярном размещении схем организационной структуры энергохозяйства и структуры работ, и в ней показывается распределение ответственности за выполнение работ.


Подобные документы

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.03.2010

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций. Технико-экономическое обоснование электрических схем. Компенсация реактивной мощности подстанции, релейная и газовая защита.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 07.03.2012

  • Определение электрических нагрузок завода металлических конструкций. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Особенности выбора величины напряжения внешнего электроснабжения по технико-экономическим параметрам.

    курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.01.2023

  • Расчет электрических нагрузок низшего и высокого напряжения цехов предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Определение центра реактивных электрических нагрузок. Загрузка трансформаторов на подстанциях.

    курсовая работа [255,7 K], добавлен 06.02.2014

  • Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху и предприятию в целом. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия.

    дипломная работа [746,7 K], добавлен 06.04.2014

  • Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.

    курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008

  • Расчет электрических нагрузок отделений и цеха промышленного предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор элементов внешнего электроснабжения промышленного предприятия. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 26.10.2008

  • Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009

  • Расчет электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения. Расчет трехфазных токов короткого замыкания. Расчет ежегодных издержек на амортизацию.

    курсовая работа [820,9 K], добавлен 12.11.2013

  • Краткая характеристика металлопрокатного цеха, расчет электрических и осветительных нагрузок. Выбор схемы цеховой сети, числа и мощности цеховых трансформаторов. Определение напряжения внутризаводского электроснабжения. Расчет картограммы нагрузок.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 22.04.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.