Электроснабжение канализационной насосной станции

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

609,21 Кб
Опубликовано:

2017-02-15

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Электроснабжение канализационной насосной станции

Дипломная работа

Электроснабжение канализационной насосной станции

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Исходные данные

Расчет электрических нагрузок

.1 Расчет силовых нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту

.2 Расчет осветительной нагрузкив целом по объекту

.3Расчет силовых нагрузок 6 кВ в целом по объекту

Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор схем электроснабжения 0,4 кВ и 6 кВ

.1 Расчет электрических нагрузок для узлов схемы 0,4 кВ

.2 Расчет электрических нагрузок 6 кВ

.3 Выбор кабелей питающих и распределительных линий

Расчет токов короткого замыкания

.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 6 кВ

.2 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ

Расчет возможности пуска двигателя

.1 Определение параметров схемы замещения

.2 Расчет параметров эквивалентной схемы замещения

.3 Определение возможности пуска двигателя

.4 Проверка устойчивости работы предвключенного двигателя

Выбор и проверка коммутационной аппаратуры

.1 Выбор и проверка выключателей 6 кВ

.2 Выбор и проверка выключателей нагрузки 6 кВ

.3 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ

.4 Выбор и автоматических выключателей 0,4 кВ

Релейная защита

.1 Защита электродвигателей

.2 Защита лини III

.3 Защита силовых трансформаторов

Экономическая часть

.1Сметно-финансовый расчет объекта

.2 Расчет численности и состава бригады

.3Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика

.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений

Безопасность жизнедеятельности

.1 Введение. Выполнение требований электробезопасности в особо опасных помещениях по степени опасности поражения электрическим током

.2 Выбор и обоснование сетей до 1 кВ для электроснабжения насосной станции в условиях высокой влажности. Выбор заземляющего устройства энергообъекта. Подключение энергоприемников 6 и 0,4 кВ к контуру заземления

.3 Расчет заземляющего устройства объекта

.4 Первичные средства тушения пожара. Использование огнетушителей

.5 Роль место и задачи МЧС

Заключение

Список использованных пользованных источников

электроснабжение нагрузка кабель трансформатор

Введение

Системой электроснабжения называется комплекс устройств, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.

Задача электроснабжения промышленного предприятия возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электростанций.

Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии, так как расходуют до 67% всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.

Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.

В данной работе рассматривается электроснабжение канализационной насосной станции, расположенной по адресу: Волгда, Советский проспект 120А/1. Станция выполняет функцию перекачки сточных и ливневых вод на очистные сооружения. Зоной обслуживания станции являются следующие микрорайоны: 5-й, 6-й, Завокзальный и микрорайон Бывалово. В связи с увеличением плотности городской застройки, а как следствие увеличения количества сточных вод, особенно в весенний период, было принято решение о введении в работу дополнительных насосных агрегатов, а также модернизации установленного электрооборудования и электрических сетей.

Исходные данные

Электроснабжение насосной станции осуществляется от двух независимых источников электроэнергии: РП-8 и ТП-296, расположенных на удалении 1 км и 100 м соответственно.

Основными потребителями электроэнергии насосной станции являются высоковольтные асинхронные электродвигатели насосных агрегатов марки ВАН 118-23/8-8У3 номинальной мощностью 400 кВт, а также трансформаторная подстанция ТП-356 мощностью 1300 кВ∙А (cosφ = 0,85), расположенная на удалении 800м.

Коэффициент загрузки электродвигателей равен 0,8.

Полный перечень приемников электрической энергии представлен в таблице 1. План расположения электроприемников объекта показан на первом листе графической части работы.

Таблица 1 - Перечень электроприемников

№ п/п	Наименование	Кол-во	Номинальное напряжение, В	Номинальная мощность, кВт	К_и	cosφ
1,2, 3,4	Электродвигатели насосных агрегатов	4	6000	400	0,8	0,85
5	Тельфер 1т	1	380	1,5+0,12	0,1	0,5
6,7, 11,16	Вытяжной вентилятор	4	380	3	0,8	0,85
8	Кран балка 5т	1	380	8+2×0,55	0,1	0,5
9	Сверлильный станок	1	380	2,2	0,16	0,6
10	Заточной станок	1	380	2,2	0,16	0,6
12,15, 17	Приточный вентилятор	3	380	3	0,8	0,85
13	Электронагреватель	1	380	24	0,8	0,95
14	Электронагреватель	1	380	18	0,8	0,95
18,30	Электропривод магистральной задвижки	2	380	8,5	0,16	0,65
19,22, 25,28	Электропривод всасывающей задвижки	4	380	8,5	0,16	0,65
20,23, 26,29	Электропривод напорной задвижки	4	380	8,5	0,16	0,65
21,24, 27	Электропривод разделительной задвижки	3	380	8,5	0,16	0,65
31	Дренажный насос	1	380	18,5	0,8	0,85
32	Дренажный насос	1	380	22	0,8	0,85

1 Расчет электрических нагрузок

1.1 Расчет силовых нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту

В настоящее время основным нормативным документом по определению электрических нагрузок промышленных объектов является РТМ 36.18.32.4-92[1].

Выполним расчет силовой нагрузки в целом по объекту, согласно методике, представленной в [1].

Расчет выполняется по форме Ф636-92 (смотри таблицу 1.1).

Исходные данные для расчета (графы 1-4) заполняются на основании перечня электроприемников (смотри исходные данные), значения коэффициентов использования и реактивной мощности для индивидуальных электроприемников (графы 5, 6)взяты из таблицы П1[2].

Все электроприемники группируются по характерным категориям с одинаковыми К_и и tgφ. В каждой строке указываются ЭП одинаковой мощности. В 4-й графе итоговой строки записываем общую суммарную номинальную мощность электроприемников.

В графах 7 и 8 соответственно записываются построчно величины К_иP_н и К_иP_нtgφ. В итоговой строке определяются суммы этих величин.

Определяется групповой коэффициент использования:

где - коэффициент использования электроприемника в группе;

- номинальная мощность электроприемников в группе, кВт.

Значение группового коэффициента использования К_и заносится в графу 5 итоговой строки.

Для последующего определения n_э в графе 9 построчно определяются для каждой характерной группы электроприемников одинаковой мощности величины np_н²и в итоговой строке - их суммарное значение.

Определяется эффективное число электроприемниковn_э следующим образом:

где - номинальная мощность электроприемников в группе, кВт.

n- количество электроприемников в группе

- номинальная мощность отдельного электроприемнико, кВт.

В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП определяется по таблице 2 из [1] и заносится в графу 11 коэффициент расчетной нагрузки К_р. При n_э = 18 и К_и = 0,45коэффициент расчетной нагрузки будет равен 1,0.

Расчетная активная мощность (графа 12) определяется по выражению:

Расчетная реактивная мощность (графа 13) определяется следующим образом:

1.1.11Определяется полная расчетная мощность (графа 14):

1.2 Расчет осветительной нагрузки в целом по объекту

Расчетная нагрузка осветительных приемников в целом по объекту может быть определена по установленной мощности и коэффициенту спроса для освещения [3].

Освещение помещений 1-го и 2-го этажей выполним люминесцентными лампами, освещение помещений машинного зала и грабельного помещения лампами ДРЛ. Площади помещений определяются по плану. Общая площадь помещений 1-го и 2-го этажей равна 400 м², общая площадь помещений машинного зала и грабельного помещения равна 800 м².

Определим установленную мощность приемников электрического освещения по формуле:

Где P_но1- установленная мощность приемников электрического освещения помещений 1-го и 2-го этажей;

P_но2- помещений машинного зала и грабельного помещения;

F₁,F₂-общие площади помещений.

Р_удо- удельная плотность осветительной нагрузки для механических цехов, Р_удо = 19 Вт/м²[3].

Расчетная нагрузка осветительных приемников определяется из выражения:

где К_со - коэффициент спроса для освещения.

Так как большинство помещений 1-го и 2-го этажей являются бытовыми и складскими помещениями, то коэффициент спроса освещения для этих помещений примем К_со1 = 0,6[3]. Для помещений машинного зала и грабельного помещения коэффициент спроса освещения определим, как коэффициент спроса для производственных здания, состоящие из отдельных помещенийК_со1 = 0,85[3].

Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле:

где tgϕ − коэффициент мощности источников света.

Для люминесцентных ламп с конденсаторами для повышения коэффициента мощности tgϕ₁ = 0,48, для ламп ДРЛ tgϕ₂ = 1,44 [3].

Итого расчетная активная осветительная нагрузка:

Итого расчетная реактивная осветительная нагрузка:

Итого полная осветительная нагрузка:

Полученные итоговые значения осветительных нагрузок заносим в таблицу 1.1 и определяем полную нагрузку в целом по объекту:

где-расчетная активная силовая нагрузка;

-расчетная активная осветительная нагрузка;

-расчетная реактивная силовая нагрузка;

-расчетная реактивная осветительная нагрузка.

1.3 Расчет силовых нагрузок 6 кВ в целом по объекту

Расчет электрических нагрузок напряжением выше 1 кВ выполняется по форме Ф636-92 (смотри таблицу 1.2) аналогично расчету, приведенному в п. 1.1, с учетом следующих особенностей [1]:

В графы 7 и 8 таблицы 1.2 заносится расчетная нагрузка цеховых трансформаторных подстанций с учетом осветительной нагрузки (таблица 1.1) и потерь мощности в трансформаторах (смотри главу 2).

Эффективное число электроприемниковn_э не определяется, графы 9 и 10 не заполняются.

В зависимости от числа присоединений и группового коэффициента использования, занесенного в графу 5 итоговой строки, определяется значение коэффициента одновременности K_о. Значение K_о заносится в графу 11. В данном расчете K_о = 0,95 [1].

Таблица 1.1 - Расчет электрических нагрузок 0,4 кВ в целом по объекту (форма Ф636-92)

Таблица 1.2 - Расчет электрических нагрузок 6 кВ в целом по объекту (форма Ф636-92)

2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Так как электроприемники данного объекта относится ко второй категории по надежности электроснабжения, необходима установка двух трансформаторов. Выбор номинальной мощности трансформаторов осуществляется, исходя из условия[2]:

где S_р- полная расчетная мощность цеха, кВ∙А;

N- количество трансформаторов;

K_з- коэффициент загрузки трансформатора.

При преобладании потребителей второй категории коэффициент загрузки трансформаторов принимается в пределах от 0,7 до 0,8 [2].

Из стандартного ряда мощностей трансформаторов выбираем трансформаторы номинальной мощностью 160кВ∙А.

В аварийном режиме коэффициент загрузки масляных трансформаторов не должен превышать 1,4 [4]:

Исходя из данных условий, принимаем к установке трансформаторы марки ТМГ номинальной мощностью 160 кВ∙А.

Параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры трансформаторов

Тип	Номинальная мощность S_ном, кВ∙А	Номинальное напряжение U_ном, кВ		Схема соединения обмоток	Мощность потерь короткого замыкания ΔP_к, кВт	Напряжение короткого замыкания U_к, %	Ток холостого хода I_х, %
		ВН	НН
ТМГ-160/6 У1	160	6	0,4	Δ/Y	2,9	4,5	1,8

Используя формулы (2.3) - (2.7) определим потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора[2]:

где U_ка, U_кр- активная и индуктивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора, %;

cosφ_ср-средневзвешенный коэффициент мощности трансформатора.

Коэффициент загрузки трансформатора определим по формуле:

где S_р- полная расчетная мощность, кВ∙А;

S_ном.
т - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А.

Средневзвешенный коэффициент мощности трансформатора можно определить по формуле:

где P_р - активная расчетная мощность, кВт;

Активная и индуктивная составляющие напряжения короткого замыкания трансформатора определим по формулам:

где ΔP_к- мощность потерь короткого замыкания, кВт;

U_к- напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Потери напряжения:

Потери мощности в трансформаторах определим по выражениям (2.8) - (2.10) [5]:

где S_р- полная расчетная мощность, кВ∙А;

S_ном.
т- номинальная мощность трансформатора, кВ∙А;

ΔP_к- мощность потерь короткого замыкания, кВт;

U_к- напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

I_х- ток холостого хода, %;

n- количество параллельно работающих трансформаторов.

3 Выбор схем электроснабжения 0,4 кВ и 6 кВ

Так как, из-за конструктивных особенностей объекта, применение магистральных схем электроснабжения не представляется возможным, то питание ЭП 0,4 кВ и 6 кВ выполним по радиальной схеме.

Распределительное устройство 6 кВ состоит из камер КСО 292. Чертеж распределительного устройства показан на листе №4 графической части работы.

Электроприемники напряжением 6 кВ подключаются кабельными линиями к шинам распределительного устройства.

Питание электроприемников напряжением 0,4 кВ осуществляется через силовые шкафы и шкафы управления, подключенные к шинам вводно распределительного устройства.

Схема электроснабжения 6 и 0,4 кВ показана на первом листе графической части работы, однолинейные схемы сети 6 и 0,4 кВ изображены на втором и третьем листах соответственно.

3.1 Расчет электрических нагрузок для узлов схемы 0,4 кВ

Расчет производится аналогично расчету силовых нагрузок, выполненному в главе 1. Результаты расчета представлены в таблицах 3.1-3.2

3.2 Расчет электрических нагрузок 6 кВ

Расчет электрических нагрузок 6 кВ выполнен в главе 1 (смотри п/п 1.3)

Таблица 3.1 - Расчет электрических нагрузок первой секции ВРУ 0,4 кВ

Исходные данные						Расчетные величины			Эффективное число ЭП	Коэф-т расчетной нагрузки К_р	Расчетная мощность				Расчетный ток, А
по заданию технологов				по справочным данным		К_иP_н	К_иP_нtgφ	np_н²			активная, кВт Р_р = К_рΣК_иР_и	реактивная, квар Q_р = К_рΣ К_иP_нtgφ		полная, кВ∙А	Ко-во ЭП, шт. n	Номинальная (установленная) мощность, кВт	коэффициент использования К_и	коэффициент реактивной мощности
		одного ЭП p_н	общая P_н = np_н
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13		14	15
Шкаф управления задвижкой ШУЗ1
Привод магистральной задвижки	2	8,5	17	0,16		2,72	3,62	144,5
Итого:	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5	2	4,52	12,29	16,35		20,46	29,53
Шкаф управления задвижками ШУЗ2
Привод всасывающей задвижки	2	8,5	17	0,16		2,72	3,62	144,5
Итого:	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5	2	4,52	12,29	16,35		20,46	29,53
Шкаф управления задвижками ШУЗ3
Привод всасывающей задвижки	2	8,5	17	0,16		2,72	3,62	144,5
Итого:	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5	2	4,52	12,29	16,35		20,46	29,53
Шкаф управления задвижками ШУЗ4
Привод всасывающей задвижки	2	8,5	17	0,16		2,72	3,62	144,5
Итого:	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5	2	4,52	12,29	16,35		20,46	29,53
Шкаф управления задвижками ШУЗ5
Привод всасывающей задвижки	2	8,5	17	0,16		2,72	3,62	144,5
	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5	2	4,52	12,29	16,35		20,46	29,53
Шкаф управления насосами ШУН5
Дренажный насос	1	22	22	0,8		17,6	13,2	484
Дренажный насос	1	18,5	18,5	0,8		14,8	11,1	342,25
Итого:	2		40,5	0,8		32,4	24,3	826,25	1	1	32,4	24,3		40,5	58,46
Исходные данные						Расчетные величины			Эффективное число ЭП	Коэф-т расчетной нагрузки К_р	Расчетная мощность				Расчетный ток, А
по заданию технологов				по справочным данным		К_иP_н	К_иP_нtgφ	np_н²			активная, кВт Р_р = К_рΣК_иР_и		реактивная, квар Q_р = К_рΣ К_иP_нtgφ	полная, кВ∙А
Наименование ЭП	Ко-во ЭП, шт. n	Номинальная (установленная) мощность, кВт		коэффициент использования К_и	коэффициент реактивной мощности
		одного ЭП p_н	общая P_н = np_н
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12		13	14	15
Первая секция ВРУ 0,4 кВ
ШУЗ1	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5
ШУЗ2	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5
ШУЗ3	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5
ШУЗ4	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5
ШУЗ5	2		17	0,16		2,72	3,62	144,5
ШУН5	2		40,5	0,8		32,4	24,3	826,25
Итого:	12		125,5	0,37		46,00	42,39	1548,75	10	1,17	53,82		49,59	73,19	105,63

Таблица 3.2 - Расчет электрических нагрузок второй секции ВРУ 0,4 кВ

Исходные данные						Расчетные величины				Эффективное число ЭП	Коэф-т расчетной нагрузки К_р	Расчетная мощность			Расчетный ток, А
по заданию технологов				по справочным данным		К_иP_н	К_иP_нtgφ	np_н²				активная, кВт Р_р = К_рΣК_иР_и	реактивная, квар Q_р = К_рΣ К_иP_нtgφ	полная, кВ∙А
Наименование ЭП	Ко-во ЭП, шт. n	Номинальная (установленная) мощность, кВт		коэффициент использования К_и	коэффициент реактивной мощности
		одного ЭП p_н	общая P_н = np_н
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10	11	12	13	14	15
Шкаф управления задвижками ШУЗ6
Привод разделительной задвижки	3	8,5	25,5	0,16		4,08	5,43	216,75
Итого:	3		25,5	0,16		4,08	5,43	216,75		3	3,01	12,28	16,33	20,44	29,5
Шкаф управления вентиляторами ШУВ1
Вентилятор	6	3	18	0,8		14,4	10,8	54
Итого:		18	0,8		14,4	10,8	54		6	1	14,4	10,8	18	25,98
Шкаф управления вентиляторами ШУВ2
Вентилятор	1	3	3	0,8		2,4	1,8	9
Итого:	1		3	0,8		2,4	1,8	9		1	1	3	2,25	3,75	5,41
Шкаф управления калориферами ШУК1
Электрона-греватель	1	24	24	0,8		19,2	3,84	576
Электрона-греватель	1	18	18	0,8		14,4	2,88	324
Итого:	2		42	0,8		33,6	6,72	900		1	1	33,6	6,72	34,27	49,46
Силовой щит ЩС1
Кран-балка 5т	1	8	8	0,1		0,8	1,38	64
	2	0,55	1,1	0,1		0,11	0,19	0,61
Тельфер 1т	1	1,5	1,5	0,1		0,15	0,26	2,25
	1	0,12	0,12	0,1		0,01	0,02	0,01
Сверлильный станок	1	2,2	2,2	0,14		0,31	0,53	4,84
Точильный станок	1	2,2	2,2	0,14		0,31	0,53	4,84
Итого:	7		15,12	0,11		1,69	2,92	76,55		2	6,6	11,14	19,27	22,26	32,13
Исходные данные						Расчетные величины				Эффективное число ЭП	Коэф-т расчетной нагрузки К_р	Расчетная мощность			Расчетный ток, А
по заданию технологов				по справочным данным		К_иP_н	К_иP_нtgφ	np_н²				активная, кВт Р_р = К_рΣК_иР_и	реактивная, квар Q_р = К_рΣ К_иP_нtgφ	полная, кВ∙А
Наименование ЭП	Ко-во ЭП, шт. n	Номинальная (установленная) мощность, кВт		коэффициент использования К_и	коэффициент реактивной мощности
		одного ЭП p_н	общая P_н = np_н
Вторая секция ВРУ 0,4 кВ
Вытяжной вентилятор	1		3	0,8		2,4	1,8		9
ШУЗ6	3		25,5	0,16		4,08	5,42		216,75
ШУВ1	6		18	0,8		14,4	10,8		54
ШУК1	2		42	0,8		33,6	6,72		900
ЩС1	7		15,12	0,11		1,69	2,92		76,55
Итого:	19		103,62	0,54		56,17	27,67		1256,29	8	1,1	61,78	30,43	68,87	99,41

3.3 Выбор кабелей питающих и распределительных линий

Выбор сечений электрических проводников осуществляется по допустимому нагреву длительно протекающим максимальным рабочим (расчетным) током, по экономической плотности тока и условию короны[6].

Для линий напряжением 6 кВ сечения силовых кабелей выбираются по допустимому нагреву, экономической плотности тока и выполняется проверка по потере напряжения. Проверка сечений по условию короны для линий напряжением ниже 35 кВ не выполняется [6].

Сечения линий по допустимому нагреву выбираются исходя из условия [2]:

гдеI_р - максимальный рабочий (расчетный) ток;

K_т - поправочный коэффициент в зависимости от температуры;

K_п - поправочный коэффициент, учитывающий способ прокладки;

I_доп - длительно допустимый ток.

Выбор сечений по экономической плотности тока осуществляется из соотношения[2]:

гдеI_р - максимальный рабочий (расчетный) ток;

J_э - нормированное значение экономической плотности тока для заданного режима работы; Для питающих линий за максимальный рабочий ток принимается расчетный ток. Для распределительных линий, питающих отдельные электроприемники, расчетный ток определяется по формуле [2]:

гдеI_р - максимальный рабочий (расчетный) ток;

P_ном - номинальная активная мощность электроприемника;

U_ном - номинальное напряжение сети;

cosφ - коэффициент мощности.

Проверка сечений по потери напряжения выполняется по условию[2]:

гдеΔU_т - потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора, %; ΔU_л - потери напряжения в линии, %;

ΔU_доп - допустимые потери напряжения, % (принимаются равными5% [2]). Потери напряжения в линиях определяем по формуле [2]:

гдеI_р - расчетный ток линии, А; r₀ - удельное активное сопротивление линии, Ом/км; x₀ - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км; cosφ_ср - средневзвешенный коэффициент мощности группы электроприемников;

U_ном - номинальное напряжение линии, В.

В качестве примера рассмотрим выбор кабелей для питающей линии I.

Для линии I максимальный рабочий ток равен 286,69А (таблица 3.1), поправочные коэффициенты K_т и K_п равны 1 [2]. Руководствуясь справочными данными выбираем трехжильный кабель ААШв сечением 120 мм². Длительно допустимый ток для данного кабеля равен 300А [5]. Исходя из (3.1), данный кабель соответствует условию допустимого нагрева: Определим по (3.2) сечение по экономической плотности тока, при этом значениеJ_э = 1,2 [6]:

Выбираем ближайшее большее стандартное сечение кабеля S_э = 240 мм².Из двух значений сечений, определенных по (3.1) и (3.2) необходимо выбрать большее [6]. Окончательно для линии Iвыбираем трехжильный кабель ААШв сечением 240 мм². Выполним проверку выбранного кабеля по потере напряжения. Определим потери в линии Iпо формуле (3.5), принимаяl = 1 км (смотри исходные данные),I_р = 286,69А, cosφ_ср = 0,82 (таблица 3.1), r₀ = 0,129 Ом/км, x₀ = 0,071 Ом/км [2]:

Согласно (3.4) выбранный кабель удовлетворяет условию потери напряжения:

здесь потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора ΔU_т равны нулю, т.к. линия подключена непосредственно к шинам питающего распределительного устройства. В случае если потери напряжения превышают допустимые, необходимо выбрать ближайшее большее сечение из стандартного ряда и повторно выполнить проверку по потере напряжения.

Окончательно выбранные сечения кабельных линий, удельные активные и индуктивные сопротивления этих линий, а также потери напряжения заносятся в графы 11-15 таблицы 3.3 Для остальных линий выбор сечений производится аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблицу 3.3. Для линий напряжением 0,4 кВ сечения силовых кабелей выбираются в целом аналогично расчету, приведенному в п/п 3.3.1, за исключением того, что для линий напряжением ниже 1 кВ выбор сечения по экономической плотности тока не производится[6]. Результаты сводятся в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Выбор кабелей питающих и распределительных линий 6 и 0,4 кВ

Обозначение линии	Марка кабеля	Способ прокладки	Длина линии l, м	Максимальный рабочий ток I_р, А	Поправочный коэффициент K_т	Поправочный коэффициент K_п	Сечение по экономической плотности тока S_э, мм²	Сечение по допустимому нагреву S_н, мм²	Длительно допустимый ток I_д, А	Окончательно выбранное сечениеS, мм²	Удельное активное сопротивление r₀, мОм/м	Удельное индуктивное сопротивление x₀, мОм/м	Потери напряжения в линии DU_л, %	Суммарные потери напряжения DU_Σ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
I	ААШв	в земле	1000	286,69	1,00	1,00	240	120	300	240	0,129	0,071	1,21	1,21
II	ААШв	в земле	100	286,69	1,00	1,00	240	120	300	240	0,129	0,071	0,12	0,12
III	ААШв	в земле	800	125,09	1,00	1,00	120	50	155	120	0,258	0,076	0,75	1,96
Т1-1	ААБвГ	по воздуху	6	14,46	1,00	1,00	16	10	42	16	1,94	0,102	0,00	1,21
Т2-1	ААБвГ	по воздуху	4	14,46	1,00	1,00	16	10	42	16	0,102	0,00	1,21
1-1	ААБвГ	по воздуху	17	48,11	1,00	1,00	50	16	50	50	0,62	0,083	0,01	1,22
2-1	ААБвГ	по воздуху	13,5	48,11	1,00	1,00	50	16	50	50	0,62	0,083	0,01	1,22
3-1	ААБвГ	по воздуху	20	48,11	1,00	1,00	50	16	50	50	0,62	0,083	0,02	1,23
4-1	ААБвГ	по воздуху	22	48,11	1,00	1,00	50	16	50	50	0,62	0,083	0,02	1,23
Т1-2	АВРБГ	по воздуху	14,5	216,84	1,00	1,00	-	120	236	120	0,258	0,0602	0,35	3,4
Т2-2	АВРБГ	по воздуху	15,5	216,84	1,00	1,00	-	120	236	120	0,258	0,0602	0,37	3,42
5	АВРБГ	по воздуху	37,5	32,13	1,00	1,00	-	6	37	10	3,1	0,073	0,87	4,29
5-5	КГ	по воздуху	14	4,7	1,00	1,00	-	1,5	21	1,5	12,26	0,101	0,19	4,48
5-8	КГ	по воздуху	33	26,27	1,00	1,00	-	2,5	28	6	3,07	0,090	0,64	4,93
5-9	АВРБГ	по воздуху	19	6,35	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,37	4,66
5-10	АВРБГ	по воздуху	21	6,35	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,41	4,7
6	АВРБГ	по воздуху	30,5	25,98	1,00	1,00	-	4	29	10	3,1	0,073	0,91	4,33
6-6	АВРБГ	по воздуху	14	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,37	4,7
6-7	АВРБГ	по воздуху	14,5	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,38	4,71
6-12	АВРБГ	по воздуху	16	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,42	4,75
6-15	АВРБГ	по воздуху	13,5	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,36	4,69
6-16	АВРБГ	по воздуху	18	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,48	4,81
6-17	АВРБГ	по воздуху	22	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,58	4,91
7	АВРБГ	по воздуху	28	49,46	1,00	1,00	-	10	50	25	1,24	0,0662	0,78	4,2
7-14	АВРБГ	по воздуху	15	35,35	1,00	1,00	-	6	37	10	3,1	0,073	0,77	4,97
7-13	АВРБГ	по воздуху	18	26,51	1,00	1,00	-	4	29	10	3,1	0,073	0,66	4,86
8-11	АВРБГ	по воздуху	10	5,41	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,26	3,68
9	АВРБГ	по воздуху	40,5	29,53	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,87	4,29
9-19	АВРБГ	3	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,22	4,51
9-20	АВРБГ	по воздуху	8	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,6	4,89
10	АВРБГ	по воздуху	33	29,53	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,71	4,13
10-22	АВРБГ	по воздуху	3,5	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,26	4,39
10-23	АВРБГ	по воздуху	9	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,67	4,8
11	АВРБГ	по воздуху	29	29,53	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,62	4,04
11-25	АВРБГ	по воздуху	3	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,22	4,26
11-26	АВРБГ	по воздуху	8	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,6	4,86
12	АВРБГ	по воздуху	35	29,53	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,75	4,17
12-28	АВРБГ	по воздуху	3	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,22	4,39
12-29	АВРБГ	по воздуху	8	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,6	4,77
13	АВРБГ	по воздуху	44	29,5	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,94	4,36
13-21	АВРБГ	по воздуху	5	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,37	4,73
13-24	АВРБГ	по воздуху	2	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,15	4,51
13-27	АВРБГ	по воздуху	6	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	2,5	13,3	0,099	0,45	4,81
14	АВРБГ	по воздуху	43	29,53	1,00	1,00	-	6	37	16	1,94	0,0675	0,92	4,34
14-18	АВРБГ	по воздуху	9	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	4	7,74	0,095	0,39	4,73
14-30	АВРБГ	по воздуху	14	15,33	1,00	1,00	-	2,5	21	4	7,74	0,095	0,61	4,95
15	АВРБГ	по воздуху	29	58,46	1,00	1,00	-	16	67	35	0,89	0,0637	0,85	4,27
15-31	АВРБГ	по воздуху	9,5	39,69	1,00	1,00	-	10	50	10	3,1	0,073	0,43	4,7
15-32	АВРБГ	по воздуху	9	33,38	1,00	1,00	-	6	37	6	5,17	0,090	0,57	4,84

4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания выполняется для проверки электрооборудования на термическую и электродинамическую стойкости, а также для определения параметров релейной защиты.

4.1 Расчет токов короткого замыкания в сети 6 кВ

Так как расчетные точки находятся на одной ступени напряжения, расчет целесообразно выполнять в именованных единицах. Расчетная схема сети 6 кВ представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема сети 6 кВ

Расчет параметров схемы замещения выполним используя формулы (4.1) - (4.17) [5],[7].

) параметры схемы замещения линий.

Активное сопротивление:

гдеr₀ - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

Индуктивное сопротивление:

гдеx₀ - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

Определим параметры схемы замещения линииW1:

Значения r₀, x₀ и l, необходимые для расчета параметров линийберем из таблицы 3.3,

2) параметры схемы замещения трансформаторов:

гдеΔP_к- мощность потерь короткого замыкания трансформатора, МВ∙А; U_ном - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А.

гдеU_ном - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А;

U_к- напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Определим параметры схемы замещения трансформаторов Т1, Т2:

Значения величин необходимые для расчета принимаем по таблице 2.1/

3) Параметры схемы замещения асинхронных двигателей.

Активное сопротивление:

гдеU_ном - номинальное напряжение двигателя, кВ; S_м.ном - номинальная полная мощность двигателя, МВ∙А; r_м*(н) - активное сопротивление двигателя при номинальных условиях в относительных единицах.

гдеs_ном - номинальное скольжение двигателя, %.

Индуктивное сопротивление:

гдеx_м*(н) - сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя при номинальных условиях в относительных единицах;

где I_п*(н) - кратность пускового тока двигателя по отношению к его номинальному току.

ЭДС:

гдеE_м*(н) - сверхпереходная ЭДС двигателя при номинальных условиях в относительных единицах. Определим параметры схемы замещения двигателей М1-М4. Тип двигателей: ВАН118/23-8У3 (смотри исходные данные). Номинальную полную мощность двигателей можно определить по формуле:

Номинальное скольжение для данного типа двигателей принимаем по паспортным данным s_ном = 1,9 % [8].

Кратность пускового тока для данного типа двигателей принимаем по паспортным данным I_п*(н) = 4,2 [8].

4) параметры схемы замещения обобщенных нагрузок.

Активное сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

где0,17 и 0,23- значения активного и индуктивного сопротивления типовой нагрузки в относительных единицах [7];

S_ном- полная мощность нагрузки, МВ∙А;

ЭДС:

Где 0,788- значения ЭДС типовой нагрузки, отн. ед.[7].

Определим параметры нагрузки Н3.

В качестве нагрузки Н3 представлена трансформаторная подстанция ТП-365 мощностью 1,3 МВ∙А, подключенная к шинам первой секции распределительного устройства 6кВ (смотри исходные данные).

5) Параметры схемы замещения систем электроснабжения.

Активное сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

где I_к⁽³⁾ - ток трехфазного короткого замыкания на шинах питающей подстанции, кА.

ЭДС:

Определим параметры системы С1.

Параметры остальных элементов схемы замещения определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 4.1. Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Таблица 4.1 - Параметры элементов схемы замещения сети 6 кВ

Элемент схемы	Обозначение на плане	r, Ом	х, Ом	ЭДС, кВ
С1	-	0,012	0,182	3,64
С2	-	0,012	0,182	3,64
W1	I	0,129	0,071	-
W2	II	0,013	0,007	-
W3	III	0,206	0,061	-
W4	Т1-1	0,011	0,001	-
W5	1-1	0,012	0,002	-
W6	3-1	0,012	0,001	-
W7	Т1-2	0,008	0,000	-
W8	2-1	0,008	0,001	-
W9	4-1	0,014	0,002	-
Т1,Т2	Т1,Т2	4,08	10,13	-
М1, М2, М3, М4	1,2,3,4	1,37	17,28	3,2
Н1	-	83,62	113,13	2,87
Н2	-	88,86	120,23	2,87
Н3	-	4,71	6,37	2,87

Рисунок 4.2 - Схема замещения сети 6 кВ

Расчет токовКЗ в точке К1.

Ток трехфазного короткого замыкания, равный периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени определим по формуле [7]:

гдеE_э - эквивалентная ЭДС источников, участвующих в питании места КЗ, кВ;

x_э - эквивалентное индуктивное сопротивление относительно точки КЗ, Ом;

1)определим эквивалентное индуктивное сопротивление.

Суммарное сопротивление 1-й ветви:

Суммарное сопротивление 3-й ветви:

Суммарное сопротивление 4-й ветви:

Суммарное сопротивление 5-й ветви:

Суммарное сопротивление 6-й ветви:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й и 3-й ветви:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й и 4-й ветвей:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:

Эквивалентное индуктивное сопротивление:

2) определим эквивалентное активное сопротивление.

Суммарное сопротивление 1-й ветви:

Суммарное сопротивление 3-й ветви:

Суммарное сопротивление 4-й ветви:

Суммарное сопротивление 5-й ветви:

Суммарное сопротивление 6-й ветви:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й и 3-й ветви:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й и 4-й ветвей:

Сопротивление при параллельном соединении 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:

Эквивалентное активное сопротивление:

3) определим эквивалентную ЭДС.

Эквивалентная ЭДС от 1-й и 3-й ветви:

Эквивалентная ЭДС от 1-й, 3-й и 4-й ветви:

Эквивалентная ЭДС от 1-й, 3-й, 4-й и 5-й ветвей:

Эквивалентная ЭДС источников, участвующих в питании точки КЗ:

4) определим по формуле (4.18) ток трехфазного КЗ в точке К1:

5) ударный ток в точке К1определим по формуле [7]:

где К_уд - ударный коэффициент, определяемый по формуле (4.20)

где

Токи КЗ в точке К2 определяются аналогичным образом, результаты сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Расчет токов КЗ в сети 6 кВ

Расчетная точка	r_э, Ом	x_э, Ом	Е_э, кВ	I_к⁽³⁾ = I_п0, кА	i_уд, кА
К1	0,114	0,236	3,59	15,19	27,28
К2	0,024	0,185	3,63	19,57	27,68

4.2 Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ

При расчете токов КЗ в низковольтной сети следует учитывать[7]:

) индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;

) активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи;

) активные сопротивления различных контактов и контактных соединений.

Выполним расчет токовКЗ в точке К1.

Рисунок 4.3 - Расчетная схема для определения токов КЗ в точке К1

Определим параметры схемы замещения прямой последовательности.

Схема замещения показана на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Схема замещения прямой последовательности

Активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения рекомендуется выражать в миллиомах.

Определим параметры системы по формуле [2]:

гдеx_с- индуктивное сопротивление системы, мОм;

U_ср.НН- среднее напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, В;

U_ср.ВН- среднее напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора, В; I⁽³⁾_к.ВН- значение тока трехфазного КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА.

Значение тока трехфазного КЗ возьмем из предыдущего расчета (смотри пункт 4.1)

Параметры трансформатора возьмем из предыдущего расчета (смотри пункт 4.1), которые необходимо привести к ступени 0,4 кВ по формулам [7]:

гдеr°, x° - приведенные значения активного и индуктивного сопротивления, Ом;

r, x- исходные значения активного и индуктивного сопротивления, Ом;

n- значение коэффициента трансформации трансформатора или автотрансформатора.

Под коэффициентом трансформации понимается отношение напряжения обмотки холостого хода трансформатора, обращенной в сторону основной ступени напряжения сети, к напряжению холостого хода другой обмотки [7].

Определим параметры линии W1 по формулам (4.1), (4.2):

Значения удельного активного и индуктивного сопротивлений, а также длину линии принимаем по таблице 3.3.

Значения активного и индуктивного сопротивления токовых катушек автоматического выключателя равны [2]:

Сопротивление контактов и контактных соединений определим, как сумму сопротивлений контактов автоматического выключателя и контактных соединений кабеля. Сопротивление контактов автоматического выключателя принимаем равным 1 мОм, сопротивление контактных соединений кабеля 0,1 мОм [7]. Количество контактных соединений кабеля равно 4.

Суммарное сопротивление контактов и контактных соединений:

Определим суммарные значения сопротивлений:

Определим ток трехфазного короткого замыкания по формуле [7]:

Для определения однофазного тока короткого замыкания на землю необходимо составить схему замещения нулевой последовательности.

Схема замещения нулевой последовательности показана на рисунке 4.5.

Рисунок 4.5 - Схема замещения нулевой последовательности

Определим параметры схемы замещения нулевой последовательности.

Активное и индуктивное сопротивления силового трансформатора, обмотки которого соединены по схеме Δ/Y,принимаются равными сопротивлениям прямой последовательности [7].

Активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматического выключателя, а также активные сопротивления контактов и контактных соединений принимаются равными активным и индуктивным сопротивлениям прямой последовательности.

Активное и индуктивное сопротивления линии W1 определим по формулам [7]:

гдеr_0п- удельное активное сопротивление нулевой последовательности линии, мОм/м;

x_0п - удельное индуктивное сопротивление нулевой последовательности линии, мОм/м;

l- длина линии, м.

Удельное активное и индуктивное сопротивления линии W1 равны 1,96 мОм/м и 0,74 мОм/м соответственно [2].

Определим суммарные сопротивления нулевой последовательности:

Определим ток однофазного КЗ на землю по формуле [7]:

Расчет токов КЗ в остальных точках проводится аналогичным образом. Результаты представлены в таблице 4.3. Расчетные точки показаны на рисунке 4.6.

Рисунок 4.3 - Расчетная схема сети 0,4кВ

Таблица 4.3 - Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ

Расчетная точка	R_Σ, мОм	X_Σ, мОм	R_0Σ, мОм	X_0Σ, мОм	I_к⁽³⁾,кА
К1	24,37	47,36	49,05	56,25	4,34	3,85
К2	24,77	47,28	51,01	57,02	4,33	3,81
К3	116,29	51,75	242,76	109,61	1,81	1,33
К4	111,44	51,75	231,96	106,81	1,88	1,38
К5	96,89	51,75	199,56	98,41	2,10	1,57
К6	89,13	51,75	182,28	93,93	2,24	1,69
К7	100,77	51,75	208,20	100,65	2,04	1,51
К8	55,18	49,25	139,34	88,24	3,12	2,22
К9	118,08	51,52	249,04	111,47	1,79	1,31
К10	127,27	51,52	235,25	97,57	1,68	1,31
К11	67,44	51,52	155,28	92,15	2,72	1,98
К12	148,97	51,52	275,71	105,69	1,47	1,13
К13	165,72	51,52	174,96	74,59	1,33	1,29
К14	194,35	56,25	355,56	125,27	1,14	0,89
К15	233,05	56,25	413,56	131,47	0,96	0,76
К16	159,74	56,25	275,16	115,03	1,36	1,09
К17	226,24	56,25	333,16	121,23	0,99	0,85
К18	151,84	56,25	248,56	107,25	1,43	1,17
К19	224,99	56,25	312,36	114,07	1,00	0,87
К20	137,43	56,25	225,48	102,15	1,56	1,27
К21	203,93	56,25	283,48	108,35	1,09	0,95
К22	149,07	56,25	251,40	108,87	1,45	1,17
К23	215,57	56,25	309,40	115,07	1,04	0,89
К24	93,03	53,75	202,65	103,76	2,15	1,57
К25	110,11	53,75	223,16	103,54	1,88	1,41
К26	192,98	56,02	315,44	122,17	1,15	0,94
К27	153,08	56,02	280,64	118,45	1,42	1,10
К28	206,28	56,02	327,04	123,41	1,08	0,89
К29	321,87	56,02	406,05	119,43	0,71	0,64
К30	328,52	56,02	411,85	120,05	0,69	0,63
К31	348,47	56,02	429,25	121,91	0,65	0,60
К32	315,22	56,02	400,25	118,81	0,72	0,66
К33	375,07	56,02	452,45	124,39	0,61	0,57
К34	428,27	56,02	498,85	129,35	0,53	0,50
К35	122,34	56,02	250,38	114,05	1,72	1,27
К36	131,64	56,02	267,72	117,53	1,61	1,20
К37	329,01	56,02	341,09	133,85	0,69	0,67
К38	258,68	56,02	418,42	165,96	0,87	0,71
К39	410,07	56,02	504,51	133,75	0,56	0,51
К40	436,67	56,02	527,71	136,23	0,52	0,49

5 Расчет возможности пуска двигателя

Целью данного расчета является проверка возможности пуска двигателя и устойчивости работы предвключенного двигателя при пуске.

Рассмотрим пуск двигателя 3-го насосного агрегата, обозначенного на схеме М2 (рисунок 5.1), принимая, что двигатель 2-го насосного агрегата (М1) находится в работе с нагрузкой 80% отноминальной (смотри исходные данные). Расчетная схема представлена на рисунке 5.1

Рисунок 5.1 - Расчетная схема

Нагрузками, обозначенными на схеме Н1 и Н2 (рисунок 5.1) являются ТП - 365 мощностью 1,3 МВ∙А (смотри исходные данные) и нагрузка первой секции ВРУ 0,4 кВ мощностью 73,19 кВ∙А (смотри таблицу 3.1) соответственно.

5.1 Определение параметров схемы замещения

Параметры схемы замещения линий определим по формулам (4.1), (4.2)

Значения r₀, x₀ и l, необходимые для расчета параметров линийпринимаем по таблице 3.3.

Параметры схемы замещения линии W1, обозначенной - I в таблице 3.3:

Параметры остальных линий определяются аналогичным образом, результаты представлены в таблице 5.1.

Параметры схемы замещения трансформатора определим по формулам (4.3), (4.4), принимая значение величин, необходимых для расчета по таблице 2.1:

Параметры схемы замещения предвключенной нагрузки:

где U_ср - среднее напряжение сети, кВ;

S_н - полная мощность нагрузки, МВ∙А;

сosφ_н - коэффициент мощности нагрузки.

где U_ср - среднее напряжение сети, кВ;

S_н - полная мощность нагрузки, МВ∙А;

сosφ_н - коэффициент мощности нагрузки.

Значение sinφ_нопределяется из основного тригонометрического тождества:

Параметры схемы замещения нагрузки Н1:

Коэффициент мощности нагрузки Н1 равен 0,85 (смотри исходные данные).

Параметры схемы замещения нагрузки Н2 определяются аналогичным образом, результат представлен в таблице 5.1.

Параметры схемы замещения предвключенного двигателя:

где U_м.ном - номинальное напряжение двигателя, кВ;

S_м.ном - полная номинальная мощность двигателя, МВ∙А;

сosφ_м - коэффициент мощности двигателя.

где U_м.ном - номинальное напряжение двигателя, кВ;

S_м.ном - полная номинальная мощность двигателя, МВ∙А;

сosφ_м - коэффициент мощности двигателя.

Определим параметры схемы замещения предвключенного двигателя М1:

Полную номинальную мощность двигателя найдем по формуле (4.11), принимаяпо паспортным данным для данного типа двигателя значения сosφ_м = 0,84 и η_м = 0,925 [8].

Значение sinφ_м определим по формуле (5.3)

Параметры схемы замещения пускаемого двигателя:

где m_п - кратность начального пускового момента двигателя по отношению к номинальному; k_п - кратность пускового тока двигателя по отношению кноминальному.

где m_п - кратность начального пускового момента двигателя по отношению к номинальному; k_п - кратность пускового тока двигателя по отношению к номинальному. Определим параметры схемы замещения пускаемого двигателя М2: Значения m_п и k_п определим по паспортным данным [8].

Значение ЭДС системы определим по формуле (4.17):

Полные сопротивления элементов схемы замещения определим по формуле:

Полное сопротивление линии W1:

Полные сопротивления остальных элементов определяются аналогично, результаты представлены в таблице 5.1. Схема замещения показана на рисунке 5.2.

Таблица 5.1 - Параметры схемы замещения

Элемент схемы	Обозначение в таблице 3.3	r, Ом	х, Ом	z, Ом
С1	-	-	-	-	3,64
W1	I	0,129	0,071	0,15	-
W2	III	0,206	0,061	0,22	-
W3	Т1-1	0,011	0,001	0,01	-
W4	1-1	0,012	0,002	0,01	-
W5	3-1	0,012	0,001	0,01	-
Т	-	4,08	10,13	10,92	-
М1	-	58,74	27,97	65,06	-
М2	-	7,76	16,55	18,28	-
Н1	-	25,95	11,83	28,52	-
Н2	-	402,34	277,23	488,6	-

Рисунок 5.2 - Схема замещения

5.2 Расчет параметров эквивалентной схемы замещения

Определим сопротивления ветвей:

Определим проводимости ветвей по формуле:

Определим эквивалентное сопротивление:

Определим эквивалентную ЭДС:

Эквивалентная схема замещения представлена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 - Эквивалентная схема замещения

Определим пусковой ток:

Определим напряжение на выводах двигателя в начальный момент пуска:

5.3 Определение возможности пуска двигателя

По условию необходимого момента вращения пуск двигателя обеспечивается, если выполняется условие:

где U_*п² - относительное напряжение на выводах двигателя в начальный момент пуска;

m_п - кратностьначального пускового момента двигателя по отношению к номинальному;

m_мех.0 - кратность начального момента сопротивления механизмапо отношению к номинальному.

Проверим возможность пуска двигателя, принимая, что условия пуска являются нормальными (m_мех.0 = 0,5 [9]):

Значение U_*п можно определить следующим образом:

Условие (5.10) выполняется, следовательно, пуск двигателя обеспечивается.

5.4 Проверка устойчивости работы предвключенного двигателя

Устойчивость работы предвключенного двигателя при снижении напряжения в момент пуска обеспечивается, если выполняется условие:

гдеm_мах - максимальный момент вращения двигателя по отношению к номинальному;

m_мех - момент сопротивления механизмапо отношению к номинальному, численно равный коэффициенту загрузки двигателя.

Проверим устойчивость работы предвключенного двигателя:

Условие (5.11) выполняется, следовательно, устойчивая работа предвключенного двигателя обеспечивается.

6 Выбор и проверка коммутационной аппаратуры

6.1 Выбор и проверка выключателей 6 кВ

Рассмотрим выбор выключателя, устанавливаемого на вводе 1-й секции распределительного устройства 6 кВ.

Выбор и проверка выключателей напряжением выше 1 кВ осуществляется по следующим критериям [2]:

Выбор по допустимому напряжению:

гдеU_в.ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

Выбор по допустимому нагреву длительно протекающим максимальным рабочим током:

гдеI_в.ном - номинальное ток выключателя, А;

I_р - максимальный рабочий (расчетный) ток, А;

Проверка выключателя по отключающей способности:

гдеI_откл - номинальный ток отключения выключателя, кА;

I_п0 - значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

Проверка на электродинамическую стойкость:

гдеi_пр.с - предельный сквознойток выключателя, кА;

i_уд - значение ударного тока КЗ, кА;

Проверка на термическую стойкость:

гдеB_к - номинальное значение теплового импульса выключателя, кА²∙ с;

B_к.р - расчетное значение теплового импульса в период КЗ, кА²∙ с;

гдеt_откл - длительность КЗ, с;

t_р.з - время действия релейной защиты, с;

t_о.в - полное время отключения выключателя, с;

гдеI_т - номинальный ток термической стойкости выключателя, кА;

t_т - номинальное значение времени термической стойкости выключателя, с;

Рассмотрим выбор выключателя, устанавливаемого на вводе 1-й секции распределительного устройства 6 кВ.

Выбираем выключательВВ/TEL-10-20/630-У2.Номинальные и расчетные параметры для выбора данного выключателя представлены в таблице 6.1.

Выполним проверку на термическую стойкость.

Длительность КЗ:

Расчетное значение теплового импульса в период КЗ:

Номинальное значение теплового импульса выключателя:

Таблица 6.1 - Выбор выключателя ВВ/TEL-10-20/630-У2

Критерий	Номинальные параметры	Расчётные параметры
U_в.ном≥U_с, кВ	10	6
I_в.ном≥I_{раб.макс}, А	630	286,69
I_откл≥I_п0, кА	20	15,19
I_пр.с≥i_уд, кА	52	27,28
t_о.в, с	0,25	-
t_т, с	3	-
t_р.з, с	-	0,1
B_к≥B_к.р, кА²∙с	1200	80,76

Выбор остальных выключателей производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Выбор выключателей

Обозначение на схеме	№ камеры КСО	Тип выключателя
Q1	2	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q2	4	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q3	5	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q4	7	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q5	11	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q6	12	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q7	13	ВВ/TEL-10-20/630-У2
Q8	15	ВВ/TEL-10-20/630-У2
QB	8	ВВ/TEL-10-20/630-У2

6.2 Выбор и проверка выключателей нагрузки 6 кВ

Выбор и проверка выключателей нагрузки осуществляется аналогично выбору высоковольтных выключателей, за исключением проверки на отключающую способность.

Рассмотрим выбор выключателя нагрузки для трансформатора Т1.

Выбираем выключатель нагрузки ВНР-10/630-20з

Номинальные и расчетные параметры для выбора данного выключателя нагрузки представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Выбор выключателя нагрузкиВНР-10/630-20з

Критерий	Номинальные параметры	Расчётные параметры
U_в.ном ≥ U_с, кВ	10	6
I_в.ном ≥ I_{раб.макс}, А	630	14,46
I_пр.с ≥ i_уд, кА	51	27,28
t_о.в, с	0,25	-
t_т, с	1	-
t_р.з, с	-	0,1
B_к ≥ B_к.р, кА²∙с	400	80,76

Выбор остальных выключателей нагрузки производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.5.

6.3 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ

Выбор и проверка разъединителей осуществляется аналогично выбору выключателей нагрузки. Рассмотрим выбор разъединителя QS1

Выбираем разъединитель РВЗ-10/630 IIУХЛ2.

Номинальные и расчетные параметры для выбора данного разъединителя представлены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Выбор разъединителяРВЗ-10/630 II УХЛ2

Критерий	Номинальные параметры	Расчётные параметры
U_в.ном ≥ U_с, кВ	10	6
I_в.ном ≥ I_{раб.макс}, А	630	286,69
I_пр.с ≥ i_уд, кА	52	27,28
t_о.в, с	0,25	-
t_т, с	1	-
t_р.з, с	-	0,1
B_к ≥ B_к.р, кА²∙с	400	80,76

Выбор остальных разъединителей производится аналогичным образом, результаты представлены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Выбор выключателей нагрузки и разъединителей

Обозначение на схеме	№ камеры КСО	Тип выключателя
QW1	3	ВНР-10/630-20з
QW2	14	ВНР-10/630-20з
QS1, QS15	2	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS2	3	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS3, QS16	4	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS4, QS17	5	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS5	6	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS6, QS18	7	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS7	8	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS8	9	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS9	10	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS10, QS19	11	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS11, QS20	12	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS12, QS21	13	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS13	14	РВЗ-10/630 II УХЛ2
QS14, QS22	15	РВЗ-10/630 II УХЛ2

6.4 Выбор и автоматических выключателей 0,4 кВ

Выбор и проверка автоматических выключателей осуществляется по следующим критериям [2]:

Выбор по номинальному напряжению:

гдеU_а.в.ном - номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

U_ном - номинальное напряжение сети, В.

Выбор по номинальному току:

гдеI_а.в.ном - номинальный ток автоматического выключателя, А;

I_р - максимальный рабочий (расчетный) ток, А.

Выбор по номинальному току теплового расцепителя:

гдеI_ном.т.р - номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя, А;

I_пик - пиковый ток защищаемого электроприемника, А.

Для электродвигателей пиковый ток равен пусковому току. Для питающей линии пиковый ток определяется по формуле [2]:

гдеI_п.мах - наибольший пусковой ток электроприемника в группе, А;

К_и - коэффициент использования электроприемника с наибольшим пусковым током;

I_{ном.мах} - номинальный ток электроприемника с наибольшим пусковым током, А.

Выбор по номинальному току электромагнитного расцепителя:

гдеI_ном.э.р - номинальное ток электромагнитного расцепителя автоматического выключателя, А.

Проверка по отключающей способности:

гдеI₀ - отключающая способность автоматического выключателя, кА;

I_к⁽³⁾ - ток трехфазного короткого замыкания на выходе автоматического выключателя, кА.

Проверка по чувствительности защит.

Для тепловых расцепителей:

Для электромагнитных расцепителей:

гдеI_к⁽¹⁾ - ток однофазного короткого замыкания на землю в конце зоны действия защиты автоматического выключателя, кА.

Рассмотрим выбор автоматического выключателя первой секции ВРУ 0,4 кВ. Определим пиковый ток по формуле (6.11):

Выбираем автоматический выключатель ВА 51-35. Номинальные и расчетные параметры для выбора данного автоматического выключателя приведены в таблице 6.6.

Выполним проверку по чувствительности защит:

Таблица 6.6 - Выбор автоматического выключателя ВА 51-35

Критерий	Номинальные параметры	Расчётные параметры
U_а.в.ном≥ U_с, В	380	380
I_а.в.ном≥ I_{раб.макс}, А	250	105,63
I_ном.т.р ≥ I_пик, А	250	232,64
I_ном.э.р ≥ 1,35I_пик, А	3000	314,06
I₀ ≥ I_к⁽³⁾, кА	15	4,34
I_к⁽¹⁾, кА	-	3,85
K_ч.т.р ≥ 3	-	15,4
K_ч.э.р ≥ 1,25	-	1,28

Таблица 6.7 - Выбор автоматических выключателей

Обозначение	Место установки	Защищаемая линия	Тип выключателя	Номинальный ток выключателя, А
QF1,QF2	I, II ввод ВРУ 0,4 кВ	-	ВА 51-35	250
QF3	I секция ВРУ 0,4 кВ	14	ВА61-29	63
QF4	I секция ВРУ 0,4 кВ	9	ВА61-29	63
QF5	I секция ВРУ 0,4 кВ	10	ВА61-29	63
QF6	I секция ВРУ 0,4 кВ	11	ВА61-29	63
QF7	I секция ВРУ 0,4 кВ	12	ВА61-29	63
QF8	I секция ВРУ 0,4 кВ	15	ВА 51-31	100
QF9	II секция ВРУ 0,4 кВ	13	ВА61-29	63
QF10	II секция ВРУ 0,4 кВ	6	ВА61-29	63
QF11	II секция ВРУ 0,4 кВ	7	ВА 51-31	100
QF12	II секция ВРУ 0,4 кВ	5	ВА61-29	63
QF13	II секция ВРУ 0,4 кВ	8-11	ВА 51-25	25
QF14	ШУЗ5	14-18	ВА 51-25	25
QF15	ШУЗ5	14-30	ВА 51-25	25
QF16	ШУЗ1	9-19	ВА 51-25	25
QF17	ШУЗ1	9-20	ВА 51-25	25
QF18	ШУЗ2	10-22	ВА 51-25	25
QF19	ШУЗ2	10-23	ВА 51-25	25
QF20	ШУЗ3	11-25	ВА 51-25	25
QF21	ШУЗ3	11-26	ВА 51-25	25
QF22	ШУЗ4	12-28	ВА 51-25	25
QF23	ШУЗ4	12-29	ВА 51-25	25
QF24	ШУН5	15-31	ВА61-29	63
QF25	ШУН5	15-32	ВА61-29	63
QF26	ШУЗ6	13-21	ВА 51-25	25
QF27	ШУЗ6	13-24	ВА 51-25	25
QF28	ШУЗ6	13-27	ВА 51-25	25
QF29	ШУВ	6-6	ВА 51-25	25
QF30	ШУВ	6-7	ВА 51-25	25
QF31	ШУВ	6-12	ВА 51-25	25
QF32	ШУВ	6-15	ВА 51-25	25
QF33	ШУВ	6-16	ВА 51-25	25
QF34	ШУВ	6-17	ВА 51-25	25
QF35	ШУК	7-13	ВА61-29	63
QF36	ШУК	7-14	ВА61-29	63
QF37	ЩС	5-5	ВА 51-25	25
QF38	ЩС	5-8	ВА 51-25	25
QF39	ЩС	5-9	ВА 51-25	25
QF40	ЩС	5-10	ВА 51-25	25

7 Релейная защита

7.1 Защита электродвигателей

Защиту электродвигателей выполним на базе устройства «Сириус-Д».

Выполним расчет токов срабатывания защит электродвигателей.

Ток срабатывания токовой отсечки:

гдеI_п - пусковой ток электродвигателя, А.

Пусковой ток можно определить по формуле:

гдеk_п- кратность пускового тока электродвигателя;

I_ном- номинальный ток электродвигателя, А.

Для двигателя ВАН118/23 - 8У3 кратность пускового тока равна 4,2, номинальный ток двигателя 49,5 А[8].

Ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ):

гдеI_п - пусковой ток электродвигателя, А.

Ток срабатывания защиты от ОЗЗ определяется по формуле:

гдеk_н- коэффициент надежности, принимается равным 1,2;

k_бр- коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока в момент возникновения ОЗЗ, принимается равным 2,5 для защиты без выдержки времени;

k_в- коэффициент возврата, принимается равным 1;

I_емк.дв - емкостной ток электродвигателя, А;

I_емк.кл - емкостной ток кабельной линии, А.

Емкостной ток электродвигателя напряжением 6 кВ можно пределить по

формуле:

где S_ном - номинальная полная мощность электродвигателя, МВ∙А.

Номинальная полная мощность электродвигателя равна 0,52 МВ∙А (смотри п/п 5.1)

Емкостной ток кабельной линии можно определить по формуле:

гдеU_ном.кл- номинальное напряжение кабельной линии, кВ;

l- длина кабельной линии (принимается по таблице 3.3), км.

Определим ток срабатывания защиты от ОЗЗ по формуле (7.4):

Определим значения уставок защит электродвигателей.

Диапазон уставок токовых защит для устройства «Сириус-Д»: 0,01…40 А.

Для защиты используется трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ 10 с коэффициентом трансформации 100/5.

Уставка по току для токовой отсечки:

гдеI_ТО - ток срабатывания токовой отсечки, А;

k_т- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит.

Токовая отсечка выполняется без выдержки времени. Время срабатывания токовой отсечки равно 0,1 с.

Уставка по току для МТЗ:

гдеI_МТЗ- ток срабатывания МТЗ, А;

k_т- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит.

Уставка по времени для МТЗ:

гдеt_ТО - время срабатывания токовой отсечки, А;

Δt- ступень селективности, равная 0,5 с.

Для защиты от ОЗЗ используется трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛ-1 с коэффициентом трансформации 25/1. Защита выполняется без выдержки времени. Уставка по току для ОЗЗ:

Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит.

Проверка чувствительности защит.

Для определения коэффициента чувствительности токовой отсечки необходимо определить ток двухфазного короткого замыкания на выводах электродвигателя:

где - ток трехфазного короткого замыкания (смотри таблицу 4.2), кА.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

гдеI_ТО- ток срабатывания токовой отсечки, А;

- ток двухфазного короткого замыкания, А.

Чувствительность токовой отсечки обеспечивается.

Коэффициент чувствительности МТЗ:

гдеI_ном- номинальный ток электродвигателя, А;

- ток двухфазного короткого замыкания, А.

Чувствительность МТЗ обеспечивается.

Для определения коэффициента чувствительности ОЗЗ необходимо найти суммарное значение емкостного тока сети при однофазном коротком замыкании на землю. Суммарная протяженность линий равна 5 км.

Суммарный ток ОЗЗ:

гдеU_ном.кл_Σ- номинальное напряжение сети, кВ;

l_Σ- суммарная длина кабельных линий, км.

Коэффициент чувствительности защиты от ОЗЗ:

где- суммарный ток ОЗЗ, А;

I_ОЗЗ- ток срабатывания защиты от ОЗЗ, А.

Чувствительность защиты от ОЗЗ обеспечивается.

7.2 Защита лини III

Защиту линии выполним на базе устройства «Сириус-2-Л».

Выполним расчет токов срабатывания защит линии III.

Ток срабатывания токовой отсечки:

где- ток трехфазного короткого замыкания (смотри таблицу 4.2), кА.

- коэффициент запаса, принимается равным 1,1.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ):

где- максимальный рабочий ток линии (смотри таблицу 1.2), А.

- коэффициент запаса, принимается равным 1,1.

Определим значения уставок защит линии III.

Диапазон уставок токовых защит для устройства «Сириус-2-Л»: 0,2..200 А.

Для защиты используется трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ 10 с коэффициентом трансформации 600/5.

Уставка по току для токовой отсечки:

гдеI_ТО - ток срабатывания токовой отсечки, А;

k_т- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит.

Токовая отсечка выполняется без выдержки времени. Время срабатывания токовой отсечки равно 0,1 с.

Уставка по току для МТЗ:

гдеI_МТЗ - ток срабатывания МТЗ, А;

k_т- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Уставка входит в диапазон значений уставок токовых защит.

Уставка по времени для МТЗ:

гдеt_ТО - время срабатывания токовой отсечки, А;

Δt- ступень селективности, равная 0,5 с.

Проверка чувствительности защит.

Коэффициент чувствительности МТЗ:

гдеI_ном- номинальный ток электродвигателя, А;

- ток двухфазного короткого замыкания, А.

Чувствительность МТЗ обеспечивается.

7.3 Защита силовых трансформаторов

Для защиты трансформаторов выберем предохранители типа ПКТ.

Максимальные рабочие токи трансформаторов равны 14,46 А (смотри таблицу 1.2).

Для отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора необходимо иметь номинальный ток плавкой вставки в 1,5÷2 раза больше номинального тока трансформатора.

Учитывая это можно выбрать предохранители типа ПКТ-101-6-20 с номинальным током 20А и номинальным током отключения 20 кА.

8 Экономическая часть

8.1 Сметно-финансовый расчет объекта

Смета-спецификация на устанавливаемое оборудование и используемые материалы представлена в таблице 8.1

Таблица 8.1 - Смета-спецификация

№ п/п	Наименование оборудования и материалов	Тип	Единицы измерения	Количество
Силовые трансформаторы
1	Трансформатор	ТМГ-160/6	шт.	2
РУ 6 кВ
2	Камера КСО	КСО-292-14.1-630	шт.	2
3	Камера КСО	КСО-292-10-630	шт.	2
4	Камера КСО	КСО-292-8В-630	шт.	8
5	Камера КСО	КСО-292-5В-630	шт.	1
6	Камера КСО	КСО-292-24-630	шт.	1
7	Камера КСО	КСО-292-13.1-630	шт.	2
8	Шина алюминиевая	АД31 50×5 мм	м.	15
РУ 0,4кВ
9	ВРУ 0,4	ВРУ-21L-(200+200)-303К	шт.	1
Кабели
14	Кабель алюминиевый	ААШв 3×240	м.	1100
15	Кабель алюминиевый	ААШв 3×120	м.	800
16	Кабель алюминиевый	ААБвГ 3×16	м.	11
17	Кабель алюминиевый	ААБвГ 3×50	м.	73
18	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×120	м.	31
19	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×35	м.	30
20	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×25	м.	29
21	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×16	м.	235
22	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×10	м.	111
23	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×6	м.	10
24	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×4	м.	24
25	Кабель алюминиевый	АВРБГ 4×2,5	м.	207
26	Кабель медный	КГ 4×6	м.	34
27	Кабель медный	КГ 4×1,5	м.	15
Шкафы управления, силовые щиты
28	Шкаф управления задвижками	ШУЗ2-25	шт.	5
29	Шкаф управления задвижками	ШУЗ3-25	шт.	1
30	Шкаф управления насосами	ШУН2-63	шт.	1
31	Шкаф управления вентиляторами	ШУВ6-63	шт.	1
№ п/п	Наименование оборудования и материалов	Тип	Единицы измерения	Количество
32	Шкаф управления калориферами	ШУК2-63		шт.	1
33	Шит силовой	ЩС4-63		шт.	1
Заземлители
34	Вертикальный заземлитель	Стальной стержень длиной 1,5 м, диаметром 20 мм		шт.	40
35	Горизонтальный заземлитель	Полосовая сталь сечением 40×4 мм		м.	50
36	Муфта соединительная	МСН-20		шт.	20

Локальная смета, содержащая перечень работ и затрат, а также перечень оборудования и материалов, представлена в таблице 8.2.

Пересчет сметы в цены текущего года выполняется базисно-индексным методом. Локальная смета составлена в базисных ценах 01.01.2000 года на монтажные, пусконаладочные работы и текущих ценах на оборудование и материалы. Стоимость работ в базисных ценах:

Общая стоимость, 139,173 тыс. руб

в том числе:

Фонд основной заработной платы: 14,487 тыс. руб

Затраты на эксплуатацию машин, 104,081 тыс. руб

в том числе фонд заработной платы машинистов:6,916 тыс. руб

Сметная стоимость материалов: 21,288 тыс. руб

Сметная стоимость пуско-наладочных работ: 10,562 тыс. руб

Базисные индексы удорожания по отношению к 2000 году по данным «Строительно-информационного сборника Вологодской области» составляют: Заработной платы - 12,998 Эксплуатации машин - 6,586

Пуско-наладочных работ - 22,76

Стоимости материалов - 6,631

Таблица 8.2 - Локальная смета

Шифр

Наименование работ и затрат

Кл-во

Ед. изм.

Стоимость на ед

Общая стоимость

Трудозатраты

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

На ед.

Всего

Электромонтажные работы

ТЕРм 08-01-001-01

Трансформатор ТМГ 160/6

1 шт.

588,81

225,45

595,94

47,76

34,42

1177,62

450,90

1191,88

95,52

68,84

22,50

45,00

ТЕРм 08-01-068-01

Шина сборная

0,15

100 м.

824,86

526,05

171,90

64,30

126,91

123,73

78,91

25,79

9,65

19,04

52,50

7,88

ТЕРм 08-01-084-01

КСО-292

1 шт.

556,25

247,49

285,24

15,73

23,52

4450,00

1979,92

2281,92

125,84

188,16

24,70

197,60

ТЕРм 08-01-084-02

КСО-292

1 шт.

423,90

202,40

198,88

10,97

22,62

2543,40

1214,40

1193,28

65,82

135,72

20,20

121,20

ТЕРм 08-01-084-03

КСО-292

1 шт.

373,89

235,47

115,14

6,35

23,28

747,78

470,94

230,28

12,70

46,56

23,50

47,00

Мост шинный

1 шт.

326,24

101,20

170,10

9,38

54,94

326,24

101,20

170,10

9,38

54,94

10,10

ТЕРм 08-02-142-01

Устойство постели для кабеля

100 м.

1373,59

66,43

1305,83

72,01

1,33

26098,21

1262,17

24810,77

1368,19

25,27

6,63

125,97

ТЕРм 08-02-143-01

Покрытие кабеля, проложенного в траншее

100 м.

1176,10

65,23

1109,57

61,18

1,30

22345,90

1239,37

21081,83

1162,42

24,70

6,51

123,69

ТЕРм 08-02-144-01

Присоединение к зажимам жил кабеля

1,68

100 шт.

122,64

120,24

0,00

2,40

206,04

202,00

0,00

4,03

12,00

20,16

ТЕРм 08-02-144-02

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,32

100 шт.

132,87

130,26

0,00

2,61

42,52

41,68

0,00

0,84

13,00

4,16

ТЕРм 08-02-144-03

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,84

100 шт.

155,35

152,30

0,00

3,05

130,49

127,93

0,00

2,56

15,20

12,77

ТЕРм 08-02-144-04

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,16

100 шт.

174,77

171,34

0,00

3,43

27,96

27,41

0,00

0,55

17,10

2,74

ТЕРм 08-02-144-05

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,12

100 шт.

193,17

189,38

0,00

3,79

23,18

22,73

0,00

0,45

18,90

2,27

Шифр

Наименование работ и затрат

Кл-во

Ед. изм.

Стоимость на ед

Общая стоимость

Трудозатраты

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

На ед.

Всего

ТЕРм 08-02-144-06

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,22

100 шт.

290,26

284,57

0,00

5,69

63,86

62,61

0,00

1,25

28,40

6,25

ТЕРм 08-02-144-07

Присоединение к зажимам жил кабеля

0,12

100 шт.

388,38

380,76

0,00

7,62

46,61

45,69

0,00

0,91

38,00

4,56

ТЕРм 08-02-145-03

Прокладка кабеля по дну канала

100 м.

780,67

93,19

580,86

42,15

106,62

6245,36

745,52

4646,88

337,20

852,96

9,30

74,40

ТЕРм 08-02-145-04

Прокладка кабеля по дну канала

100 м.

1035,09

128,26

799,50

57,82

107,33

11385,99

1410,86

8794,50

636,02

1180,63

12,80

140,80

ТЕРм 08-02-146-01

Прокладка кабеля на скобах

2,56

100 м.

3075,89

147,29

1250,22

113,36

1678,38

7874,28

377,06

3200,56

290,20

4296,65

14,70

37,63

ТЕРм 08-02-146-02

Прокладка кабеля на скобах

3,8

100 м.

3291,18

167,33

1445,07

129,59

1678,38

12506,48

635,85

5491,27

492,44

6377,84

16,70

63,46

ТЕРм 08-02-146-03

Прокладка кабеля на скобах

0,59

100 м.

3561,19

193,39

1688,50

150,47

1679,30

2101,10

114,10

996,22

88,78

990,79

19,30

11,39

ТЕРм 08-02-146-04

Прокладка кабеля на скобах

0,84

100 м.

4057,28

233,47

2143,71

186,73

1860,10

3408,12

196,11

1800,72

156,85

1562,48

23,30

19,57

ТЕРм 08-02-146-05

Прокладка кабеля на скобах

0,31

100 м.

4813,68

304,61

2827,55

244,75

1681,52

1492,24

94,43

876,54

75,87

521,27

30,40

9,42

ТЕРм 08-02-471-04

Заземлитель вертикальный

10 шт.

609,18

81,24

58,68

2,02

469,26

1218,36

162,48

117,36

4,04

938,52

8,29

16,58

ТЕРм 08-02-472-02

Заземлитель горизонтальный

0,5

100 м.

1095,75

162,68

84,74

3,17

848,33

547,88

81,34

42,37

1,59

424,17

16,60

8,30

ТЕРм 08-02-572-04

Шкаф управления, щит силовой

1 шт.

440,67

36,05

85,87

4,18

318,75

4406,70

360,50

858,70

41,80

3187,50

3,49

34,90

ТЕРм 08-02-572-07

ВРУ 0,4 кВ

1 шт.

546,12

48,14

116,32

5,92

381,66

546,12

48,14

116,32

381,66

4,66

Земляные работы

ТЕР 01-01-055-01

Рытье и засыпка траншей

1,95

1 км.

14916,11

1504,17

13411,94

992,50

0,00

29086,41

2933,13

26153,28

1935,38

0,00

186,39

363,46

Итого электромонтажные и земляные работы:

139172,57

14487,39

104080,56

6915,60

21288,30

1515,91

Шифр

Наименование работ и затрат

Кл-во

Ед. изм.

Стоимость на ед

Общая стоимость

Трудозатраты

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

На ед.

Всего

Пуско-наладочные работы

ТЕРп 01-02-002-01

Трансформатор ТМГ 160/6

1 шт.

0,00

94,53

0,00

189,06

0,00

7,00

14,00

ТЕРп 01-02-016-02

Трансформатор напряжения

1 шт.

0,00

202,05

0,00

404,10

0,00

16,00

32,00

ТЕРп 01-02-017-02

Трансформатор тока

1 шт.

0,00

63,14

0,00

1578,50

0,00

5,00

125,00

ТЕРп 01-03-002-04

Автоматический выключатель 25 А.

1 шт.

0,00

19,57

0,00

469,68

0,00

2,00

48,00

ТЕРп 01-03-002-05

Автоматический выключатель 63 А.

1 шт.

0,00

29,36

0,00

352,32

0,00

3,00

36,00

ТЕРп 01-03-002-05

Автоматический выключатель 100 А.

1 шт.

0,00

29,36

0,00

58,72

0,00

3,00

6,00

ТЕРп 01-03-002-06

Автоматический выключатель 250 А.

1 шт.

0,00

39,14

0,00

78,28

0,00

4,00

8,00

ТЕРп 01-03-005-01

Разъединитель трехполюсный

1 шт.

0,00

76,33

0,00

1679,26

0,00

6,00

132,00

ТЕРп 01-03-008-01

Выключатель выкуумный

1 шт.

0,00

114,50

0,00

1030,50

0,00

9,00

81,00

ТЕРп 01-03-008-01

Выключатель нагрузки

1 шт.

0,00

114,50

0,00

229,00

0,00

9,00

18,00

ТЕРп 01-04-004-01

РЗА - токовая отсечка

1 компл.

0,00

79,32

0,00

555,24

0,00

6,00

42,00

ТЕРп 01-04-004-01

РЗА - МТЗ

1 компл.

0,00

79,32

0,00

555,24

0,00

6,00

42,00

ТЕРп 01-04-006-03

РЗА - ОЗЗ с работой на сигнал

1 компл.

0,00

39,42

0,00

275,94

0,00

3,00

21,00

ТЕРп 01-04-008-01

РЗА -защита от прегрузки

1 компл.

0,00

91,99

0,00

459,95

0,00

7,00

35,00

ТЕРп 01-04-051-01

РЗА -ЗМН

1 компл.

0,00

205,52

0,00

1027,60

0,00

14,00

70,00

Шифр

Наименование работ и затрат

Кл-во

Ед. изм.

Стоимость на ед

Общая стоимость

Трудозатраты

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

Всего

Осн. Зарпл.

Экспл. Машин

Запл. Маш-ов

Мат-лы

На ед.

Всего

ТЕРп 01-04-016-01

АВР ВРУ 0,4 кВ

1 устр.

0,00

277,62

0,00

277,62

0,00

21,00

ТЕРп 01-07-001-01

Электродвигатель асинхронный 0,4 кВ

1 шт.

0,00

35,30

0,00

917,80

0,00

3,00

78,00

ТЕРп 01-07-001-03

Электродвигатель асинхронный 6 кВ

1 шт.

0,00

105,91

0,00

423,64

0,00

9,00

36,00

Итого пуско-наладочные работы

25049,84

845,00

Оборудование и материалы в текущих ценах

#"903922.files/image321.gif">

где С_зпс- основная зарплата работников в ценах базисного года, тыс. руб;

С_зпм- основная зарплата машинистов в ценах базисного года, тыс. руб;

I^τ_зп- базисный индекс увеличения заработной платы.

2) затраты на эксплуатацию машин в текущих ценах:

где С_эм- затраты на эксплуатацию машин в ценах базисного года, тыс. руб;

I^τ_эм- базисный индекс удорожания эксплуатации машин.

3) затраты на материалы в текущих ценах:

где С_м- стоимость материалов в ценах базисного года, тыс. руб;

I^τ_м- базисный индекс удорожания материалов.

4) затраты на пуско-наладочные работы:

где С_п - стоимость наладочных работ в ценах базисного года, тыс. руб; I^τ_п - базисный индекс удорожания стоимости пуско-наладочных работ.

5) прямые затраты:

6) накладные расходы:

где k_н - норматив накладных расходов, рекомендуемый Госстроем России.

7) сметная прибыль организации:

где k_п - норматив сметной прибыли, рекомендуемый Госстроем России.

) стоимость строительно-монтажных работ:

Расчет стоимости оборудования.

Стоимость оборудования в текущих ценах равна C_о = 4511,763 тыс. руб.

) расходы на запасные части:

где k_зч - коэффициент, учитывающий стоимость запасных частей.

2) расходы на тару и упаковку:

где k_ту - коэффициент, учитывающий стоимость тары и упаковки.

3) транспортные расходы:

где k_тр - коэффициент, учитывающий стоимость транспортных расходов.

4) стоимость услуг посреднических и сбытовых организаций:

где k_сб - снабженческо-сбытовая наценка.

5) заготовительно-складские расходы:

где k_зс - коэффициент, учитывающий заготовительно-складские расходы.

6) расходы на комплектацию:

где k_ком - коэффициент, учитывающий расходы на комплектацию.

Расчет стоимости материалов.

Оптовая цена на материалы в текущих ценах равна С_м = 1783,106 тыс. руб.

) транспортные расходы:

2) расходы на тару и упаковку:

3) заготовительно-складские расходы:

Расчет лимитированных и прочих затрат

) затраты на строительство временных зданий и сооружений:

где k_вз - сметная норма затрат, учитывающаядополнительные затраты на строительство временных зданий и сооружений.

2) затраты на перевозку крупногабаритных грузов:

где k_гр - коэффициент, учитывающий затраты на перевозку крупногабаритных и тяжеловесных грузов.

3) затраты на добровольное страхование:

где k_стр - коэффициент, учитывающий дополнительные затраты на добровольное страхование деятельности.

4) затраты на отчисления в фонд научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР).

где k_НИОКР - коэффициент, учитывающий затраты на НИОКР.

) затраты на премирование за ввод в эксплуатацию:

где k_эксп - сметная норма затрат,учитывающая размер средств на премирование за ввод в эксплуатацию объекта.

6) дополнительные затраты на охрану объектов строительства:

где k_охр - сметная норма затрат, учитывающая размер средств, отчисляемых на охрану объекта.

7) авторский надзор:

где k_охр - коэффициент, учитывающий затраты на авторский надзор;

С_п - полая сметная стоимость в текущих ценах

8) Резерв средств на непредвиденные работы и затраты:

где k_непр - коэффициент, учитывающий размер резерва на непредвиденные работы и затраты.

Детальный пересчет сметы в текущие цены представлен в таблице 8.3

Таблица 8.3 - Детальный пересчет сметы в текущие цены

№ п/п	Наименование показателя	Коэффи-циент, отн. ед	Значение, тыс. руб
1.	Монтажные работы в базисных ценах (01.01.2000 г.) в том числе: основная заработная плата заработная машинистов затраты по эксплуатации машин строительные материалы пуско-наладочные работы		14,487 6,916 104,081 21,288 10,562
2.	Пересчет стоимости монтажных работ в текущие цены Удорожание затрат на заработную плату Удорожание затрат по эксплуатации машин Удорожание строительных материалов Удорожание пуско-наладочных работ Всего прямых затрат в текущих ценах: Накладные расходы Сметная прибыль организации Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах по смете:	12,988 6,586 6,631 22,76 0,95 0,65	278,196 685,447 141,161 240,391 1345,195 264,286 180,827 1790,308
3.	Стоимость оборудования по смете Стоимость оборудования в текущих ценах Расчет дополнительных расходов на оборудование: расходы на запасные части расходы на тару и упаковку транспортные расходы снабженческо-сбытовая наценка заготовительно-складские расходы расходы на комплектацию Всего дополнительные расходы на оборудование: Всего расходы на оборудование в текущих ценах:	0,02 0,015 0,03 0,05 0,012 0,005	4511,763 90,236 67,676 135,353 225,588 54,141 22,559 595,553 5107,316
4.	Стоимость материалов по смете: Оптовая цена на материалы в текущих ценах Расчет дополнительных расходов на материалы транспортные расходы расходы на тару и упаковку заготовительно-складские расходы Всего дополнительные расходы на материалы Всего расходы на материалы в текущих ценах	0,03 0,015 0,012	1783,106 53,493 26,747 21,397 101,637 1884,743
5.	Лимитированные и прочие затраты в текущих ценах: затраты на временные здания и сооружения затраты на перевозку крупногабаритных грузов затраты на добровольное страхование затраты на НИОКР затраты на премирование за ввод в эксплуатацию затраты на охрану объектов строительства Сумма лимитированных и прочих затрат Авторский надзор Непредвиденные расходы и затраты Всего лимитированных и прочих затрат в текущих ценах	0,039 0,0003 0,03 0,015 0,0254 0,013 0,0002 0,03	69,822 0,537 53,709 121,278 45,474 23,247 314,067 1,456 218,421 599,505
6.	Полная стоимость электромонтажных работ в текущих ценах:		9664,81

8.2 Расчет численности и состава бригады

Численность бригады рассчитывается по формуле:

где Т_i - суммарная трудоемкость работ в чел.час., Т_i=2360,91 (чел.час.);

К_я - коэффициент явки, К_я= 0,9;

Т_срок - заданный срок электромонтажных работ, Т_срок=174,6;

q - количество рабочих месяцев, q= 1;

К_пр - производительность труда, К_пр=1,1;

К_и - коэффициент использования рабочего времени, К_и=0,9.

Работы ведутся комплексными бригадами. Количество бригад равно трем по четыре человека в каждой.

8.3Организация электромонтажных работ, построение ленточного графика

Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде.

Продолжительность работы определяется:

где t - продолжительность работы при 8-часовом рабочем дне.

Т_р - трудоемкость работ, чел.час;

n - число рабочих часов в сутки, n=8ч.; Ч - число человек в бригаде;

К_пр - коэффициент производительности К_пр=1,1;

К_и - коэффициент использования рабочего времени, К_и=0,9.

Расчет продолжительности работ представлен в таблице 8.4

Таблица 8.4 - Расчет продолжительности работ

№ Бригады	Наименование оборудования и работ	Трудоемкость работы, чел. час.	Продолжительность работы
Монтажные и земляные работы
1	Трансформатор ТМГ 160/6	45	1,42
	КСО-292	121,20	3,83
	КСО-292	47,00	1,48
	Шина сборная	7,88	0,25
	ВРУ 0,4 кВ	4,66	0,15
	Прокладка кабеля на скобах	37,63	1,19
	Прокладка кабеля на скобах	11,39	0,36
	Прокладка кабеля на скобах	19,57	0,62
	Прокладка кабеля на скобах	9,42	0,30
	Присоединение к зажимам жил кабеля	20,16	0,63
	Заземлитель горизонтальный	8,30	0,26
	Устройство постели для кабеля	125,97	3,98
	Прокладка кабеля по дну канала	74,40	2,35
	Присоединение к зажимам жил кабеля	4,56	0,14
	Присоединение к зажимам жил кабеля	2,27	0,07
2	КСО-292	197,60	6,24
	Шинный мост	10,10	0,31
	Шкаф управления, щит силовой	34,90	1,10
	Прокладка кабеля на скобах	63,46	2,00
	Присоединение к зажимам жил кабеля	12,77	0,40
	Присоединение к зажимам жил кабеля	2,74	0,09
	Присоединение к зажимам жил кабеля	4,16	0,13
	Присоединение к зажимам жил кабеля	6,25	0,20
	Заземлитель вертикальный	16,58	0,52
	Прокладка кабеля по дну канала	140,80	4,44
3	Рытье и засыпка траншей	363,46	11,47
	Устройство постели для кабеля	125,97	3,98
	Покрытие кабеля проложенного в траншее	123,69	3,9
Пуско-наладочные работы
1	Трансформатор тока	125,00	3,95
	Электродвигатель 0,4 кВ	78,00	2,46
	РЗА - ОЗЗ с работой на сигнал	21,00	0,66
	АВР ВРУ 0,4 кВ	21,00	0,66
	Электродвигатель 6 кВ	36,00	1,14
2	Трансформатор ТМГ 160/6	14,00	0,44
	Трансформатор напряжения	32,00	1,01
	Разъединитель трехполюсный	132,00	4,17
	Вакуумный выключатель	81,00	2,56
	РЗА - ЗМН	70,00	2,21
	РЗА - защита от перегрузки	35,00	1,10
3	Автоматический выключатель 25 А	48,00	1,52
	Автоматический выключатель 63 А	36,00	1,14
	Автоматический выключатель 100 А	6,00	0,19
	Автоматический выключатель 250 А	8,00	0,25
	Выключатель нагрузки	18,00	0,57
	РЗА - токовая отсечка	42,00	1,33
	РЗА - МТЗ	42,00	1,33

8.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений

Объем инвестиций согласно сметно-финансовому расчету составляет 9664,81 тыс. руб.

Срок окупаемости - 15 лет.

Стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года по двухставочному тарифу:

где α - ставка на оплату технологического расхода (потерь) в электрических сетях;

β - ставка за содержание электрических сетей;

Р_уст - установленная (расчетная) мощность;

W_э.год - объем реализуемой электроэнергия за одни год.

Для сетей 6 кВ:

α = 0,298 тыс. руб/МВт∙ч

β = 1100,92 тыс. руб/МВт·мес.

Объем реализуемой электроэнергия за одни год:

где t - количество часов в году.

Стоимость электроэнергии, реализуемой в течение одного года:

Прибыль за первый год:

Амортизация определяется с помощью укрупненного показателя - 6% от стоимости оборудования и материалов:

Чистый доход предприятия от реализации инвестиционного проекта за год:

Чистый дисконтированный доход:

гдеД - ставка дисконтирования, равная темпу инфляции (16% в 2015г.)

Чистый дисконтированный доход за первый год:

ЧДД последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5.

Дисконтированная сумма инвестиций в проект:

Дисконтированная сумма инвестиций в проект за первый год:

ДСИ последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5.

Чистая приведенная стоимость:

Чистая приведенная стоимость за первый год:

ЧПС последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5.

Индекс рентабельности:

Индекс рентабельности за первый год:

ИР последующих лет определяем аналогичным образом, результаты сводим в таблицу 8.5.

Таблица 8.5 - Расчет эффективности инвестиционных вложений

Порядковый номер года	ЧДД, тыс. руб.	ДСИ тыс. руб.	ЧПС тыс. руб.	ИР
1	31994,08	8331,73	23662,34	3,84
2	27581,10	7182,53	20398,57	3,84
3	23776,81	6191,84	17584,98	3,84
4	20497,25	5337,79	15159,46	3,84
5	17670,04	4601,54	13068,5	3,84
6	15232,80	3966,85	11265,95	3,84
7	13131,72	3419,70	9712,03	3,84
8	11320,45	2948,01	8372,44	3,84
9	9759,01	2541,39	7217,62	3,84
10	8412,94	2190,85	6222,08	3,84
11	7252,53	1888,67	5363,87	3,84
12	6252,18	1628,16	4624,02	3,84
13	5389,81	1403,59	3986,23	3,84
14	4646,39	1209,99	3436,40	3,84
15	4005,51	1043,09	2962,42	3,84
Итого:	206922,6	53885,72	153036,9	3,84

Как видно из таблицы 8.5, индекс рентабельности больше единицы за каждый год, следовательно, данный проект можно считать эффективным.

9 Безопасность жизнедеятельности

9.1 Введение. Выполнение требований электробезопасности в особо опасных помещениях по степени опасности поражения электрическим током

В отношении опасности поражения людей электрическим током помещения электроустановок различаются:

) помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность;

)помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:

сырость или токопроводящая пыль;

токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.);

высокая температура;

возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям), с другой;

) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:

особая сырость;

химически активная или органическая среда;

одновременно два или более условий повышенной опасности;

) территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям.

Основные требования электробезопасности:

Токоведущие части электроустановки не должны быть доступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения электрическим током, как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.

Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:

защитное заземление;

автоматическое отключение питания;

уравнивание потенциалов;

выравнивание потенциалов;

двойная или усиленная изоляция;

сверхнизкое (малое) напряжение;

защитное электрическое разделение цепей;

изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки.

9.2 Выбор и обоснование сетей до 1 кВ для электроснабжения насосной станции в условиях высокой влажности. Выбор заземляющего устройства энергообъекта. Подключение энергоприемников 6 и 0,4 кВ к контуру заземления

Так как, вследствие высокой влажности и химически активной среды, невозможно обеспечить хорошую изоляцию проводов, необходимо выбрать сеть с глухо заземленной нейтралью.

Внешнее заземляющее устройство выполняется по контуру насосной станции. В качестве горизонтального электрода применяем полосовую сталь сечением 40×4 мм. Вертикальные электроды изготавливаются из стальных стержней диаметром 20 мм и длиной 3 м.

Все металлические конструкции электрооборудования присоединяются к внутреннему контуру заземления, который изготавливается из полосовой стали сечением 25×4 мм и присоединяется к внешнему контуру не менее чем в двух точках.

Присоединение заземляемого оборудования к магистрали заземления осуществляется с помощью отдельных проводников, при этом не допускается последовательное включение заземляющего оборудования.

9.3 Расчет заземляющего устройства объекта

Исходные данные для расчета:

Длина горизонтального электрода 50 м;

Количество вертикальных электродов 20шт;

Длина вертикального электрода 5 м;

Диаметр вертикального электрода 0,02 м;

Удельное сопротивление грунта (суглинок) 150 Ом.

Сопротивление горизонтального электрода:

гдеρ - удельное сопротивление грунта, Ом/м;

l_г - длина горизонтального электрода, м;

b - ширина горизонтального электрода, м;

h_г - глубина залегания горизонтального электрода, м.

Сопротивление одного вертикального электрода:

гдеρ- удельное сопротивление грунта, Ом/м;

l_в- длина вертикального электрода, м;

d- диаметр вертикального электрода, м;

h_г- расстояние от поверхности земли до центра вертикального электрода, м.

Сопротивление заземляющего устройства:

Где η_в- коэффициент использования вертикальных электродов;

η_г- коэффициент использования горизонтальных электродов;

n- количество вертикальных электродов.

9.4 Первичные средства тушения пожара. Использование огнетушителей

Особое значение при тушении пожаров на энергетических предприятиях имеет умение персонала применять первичные средства пожаротушения.

В соответствии с правилами пожарной безопасности, производственные и служебные здания, сооружения и помещения, а также открытые производственные площадки должны быть обеспечены необходимыми первичными средствами пожаротушения.

К первичным средствам пожаротушения относятся:

все виды переносных и передвижных огнетушителей;

оборудование пожарных щитов;

ящики с порошковыми составами (песок, перлит и т.п.), а также огнестойкие ткани (асбестовое полотно, кошма, войлок и т.п.).

Первичные средства пожаротушения размещаются в легкодоступных местах и не должны быть помехой при эвакуации персонала из помещений.

Запрещается использование пожарного инвентаря и других средств пожаротушения для иных нужд, кроме тушения пожаров и обучения персонала.

Использованные или неисправные огнетушители должны быть немедленно убраны из защищаемого помещения и заменены исправными.

Для размещения первичных средств пожаротушения в производственных помещениях, а также на территории предприятий, как правило, должны устанавливаться специальные пожарные щиты.

Допускается одиночное размещение огнетушителей в небольших помещениях.

Электроснабжение канализационной насосной станции

Электроснабжение канализационной насосной станции

Похожие работы на - Электроснабжение канализационной насосной станции