Расчет сетей электроснабжения электрокотельной

Сивцев титульный.doc

Министерство науки и профессионального образования Республики Саха (Якутия)
ГОУ СПО «Мирнинский индустриальный техникум»
Расчёт сетей электроснабжения электрокательной пос. Светлый
Пояснительная записка к дипломному проекту
ДП.140206. 01.10.23.ПЗ
Руководитель проекта
Консультант по экономической части

ПЗ.doc

1Краткая характеристика объекта и источников электрического
2 Описание технологической схемы объекта 10
Специальная часть 12
1 Расчет электрического освещения 12
2 Расчет электрических нагрузок 15
3 Определение центра электрических нагрузок электрокотельной
4 Выбор электрооборудования электрокотельной и ГПП
5 Расчет и выбор трансформаторов
6 Обоснование схем электроснабжения
7 Расчет питающих и распределительных сетей
8 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
9 Выбор аппаратов на напряжение выше 1000 В
10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкость
11 Расчет тока трехфазного замыкания сетях напряжением до 1000 В
12 Выбор электрических аппаратов напряжением до 1000 В
13 Выбор проводников напряжением до 1000 В
14 Учет электроэнергии
Экономика и организация производства
1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ
2 Расчет годовой трудоемкости обслуживания оборудования
3 Расчет численности ремонтного-эксплуатационного персонала
4 Определение стоимости потребленной электроэнергии
Охрана труда и окружающей среды
1 Характеристика и анализ производственных и опасных и вредных факторов
2 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда
3 Безопасность производственных процессов
4 Заземление электрокотельной
5 Пожарная безопасность
6 Молния защита электрокотельной
1 Краткая характеристика объекта и источников электроснабжения
Электрокотельная входит в состав системы технического водоснабжения «Теплоэнергосервис» (ТЭС) она предназначена для получения горячей воды за счёт тепла выделяемого электрическим током при прохождении его непосредственно через воду а применяется для отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений как закрытых так и открытых отопительных систем посёлка Светлый и рядом стоящие промышленные предприятия.
Согласно ПУЭ Электрокотельная является потребителем первой категории. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 35 МВт питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ по воздушной линии 220 кВ от разных источников питания находящихся на Вилюйской ГЭС- 3.
2 Описания технологической схемы объекта
Основным оборудованием электрокотельной является котёл электродный водогрейный
типа КЭВ-100006-3Ц количеством 6 штук.
Рном = 10000 кВт; Uном = 6 кВ; Jном= 920 А.
пределы регулирования мощьности-100-50% Рном
температура воды на выходе из котла – 150 оС
номинальный расход воды через водогрейный котел-107 м3ч
расчётное давление вады-10Мпа (100 кгссм2)
теплопроизводительность-86 Гкалч
насос сетевой 1 ступени количество 2 шт.
тип СЭ – 800 – 100 – 11 тип электродвигателя ДАЗО4 – 400ХК – 4У3
Q =800 м3; H = 10 Мпа Рном = 315 кВт; n = 1500 обмин. Uном = 6 кВ.
насос сетевой 2 ступени количество 2 шт.
тип СЭ – 800 – 55 – 11 тип электродвигателя ДАВ – 400 – 4У3
Q =800 м3; H = 055 Мпа Рном = 400 кВт; n =1500 обмин; Uном = 6 кВ
Вспомогательное оборудование.
конденсатный насос кол-во 2 Рном = 55 кВт; n = 2850 обмин; Uном = 04 кВ
насос аккамуляторных баков кол-во 2 Рном =15 кВт; n = 1450 обмин; Uном = 04 кВ
дренажный насос кол-во 2Рном =745 кВт; n = 2900 обмин; Uном = 04 кВ
насос охлаждения подшипников кол-во 2 Рном =11 кВт; n = 1450 обмин; Uном = 04 кВ
1 Расчёт электрического освещения
Расчёт освещения методом коэффициента использования светового потока.
Рациональное электрическое освещение способствует повышению производительности труда сохраняет зрение. При проектировании электрического освещения следует иметь в виду и экономию электроэнергии. Рациональное искусственное освещение должно обеспечивать достаточную равномерную без теней освещённость рабочей поверхности отсутствие слепящего действия источников света и постоянство освещённости во времени.
Величина необходимой освещённости зависит от степени точности работы от размеров обрабатываемых деталей от светлоты фона и контраста между деталью и фоном.
Метод коэффициента использования применяется для расчёта общего освещения при симметричном расположении светильников. Согласно этому методу сначала производится расчёт светового потока одной лампы по требуемой освещённости которая берётся из справочных данных и по параметрам помещения. Затем по полученному световому потоку выбирается либо мощность лампы либо корректируется их число.
Расчёт по данному методу проведём для выбора параметров освещения в электрокотельном отделении. Так как высота помещения отделения насосов довольно большая (7 метров) и температура внутри помещения постоянна то для общего освещения воспользуемся светильниками с лампами типа ДРЛ
Выбираем тип светильника - РСП08 Его данные из [1] Табл. 1 стр. 36
Данный вид светильников рекомендуется для выполнения общего освещения внутри а также снаружи помещений в сухой и влажной средах.
Тип пускорегулирующей аппаратуры 1Н250И37-100ХЛ2
Тип патрона Е4 ЦКБ-03 ТУ 16-675.121-85
Защитный угол 15 град
КПД с диффузорным отражателем 75 %
Коэффициент мощности не нижеcosj=0.53
Pл=250 Вт Фл=11000 Лм[2] стр 28 табл. 3
Определим расчётную высоту подвеса если:
hh=6.6 м высота светильников над полом
hc=0.4 м высота свеса светильников
hр=0.8 м высота рабочей поверхности
H=7 мобщая высота здания
Тогда расчётная высота
будет равна по формулеРис. 1 - Высота подвеса светильников.
Так как высота светильников над полом превышает 5 метров то обслуживание светильников будет производиться со специально оборудованной площадки на кран-балке.
По приведённым в справочнике ([2] стр. 123 табл. 4 (для косинусной кривой)) оптимальным соотношениям расстояния между светильниками и высотой их подвеса определим оптимальное расстояние между светильниками при найденной высоте подвеса.
Теперь зная расстояние между светильниками определим число рядов и число светильников в рядах.
A=17 м – ширина электрокотельного отделения.
В=62 м – длина электрокотельного отделения.
Количество рядов ряда или приближённо n1=2 ряда
Количество светильников в ряду или приближённо n2=7 штуки
Тогда общее количество светильников штук
Определим световой поток лампы по выражению (2)
E=100 лк - освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения.
Z=1.15 – коэффициент минимальной освещённости
KЗ=1.5 – коэффициент запаса
Для определения коэффициента использования найдём индекс помещения
По справочным данным найдём коэффициент светового потока который изменяется в зависимости от окраски стен и потолка индекса помещения и типа светильника.[1] стр 34 табл. 5 Для коэф РП=50% Рс=30% Рр=10%. КИ=0.76
Подставляем все данные в формулу для определения требуемого светового потока одной лампы
Так как полученный световой поток даст только лампа большей мощности то нам необходимо либо увеличить мощность лампы а тем самым световой поток создаваемый одной лампой; либо увеличить число светильников. Выбираем второй вариант так как увеличение числа светильников даёт более равномерный световой поток и меньший показатель ослеплённости.
То есть Рл=250 ВтФл=11000 лм
Пересчитаем теперь количество светильников исходя из светового потока одной лампы: штук (4)
Принимаем что N=22 штук
Светильники равномерно распределяем по освещаемой поверхности:
N1=2 ряда м L1=8.5 м – расстояние между рядами (5)
штук N2=11 штук светильников в ряду (6)
Расстояние от стены до первого ряда м
Расстояние до первого светильника в рядах м
Таким образом окончательное количество светильников определим:
Произведём теперь расчёт установленной мощности:
Так как используются светильники с лампами типа ДРЛ то кроме мощности ламп необходимо учитывать потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (дросселе). Это достигается введением коэффициента 1.3
2 Расчёт электрических нагрузок
Основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод коэффициента максимума рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощности ЭП с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения.
Таблица 1 - Электрооборудование электрокотельной
Наименование узлов питания и групп электроприемников
Количество Электроприемников
Насос аккамуляторных баков
Насос охлаждения подшипников
Двигаталь хода балки
Двигаталь хода тележки
Двигаталь подъема спуска
Сетевой насос 1 ступени
Сетевой насос 2 ступени
Расчет нагрузки группы электроприёмников присоединённых к ЩСУ-1:
I.Определяем средние нагрузки за наиболее загруженную смену:
Насос аккамуляторных баков:
РСМ1=РН1 n КИ = 15 1 065 = 975 кВт
где РН – номинальная мощность приведенная к 100 % кВт;
n –количество электроприемников;
КИ – коэффициент использования.
QСМ1=РCМ1 tg φ =975 075= 731 кВар
РСМ2=РН2 n КИ = 55 1 065 = 36 кВтQСМ2=РCМ2 tg φ =36 075 = 27 кВар
Насос охлаждения подшипников:
РСМ3=РН3 n КИ = 11 1 065 = 715 кВт
QСМ3=РCМ3 tg φ =715 075 = 536 кВар
РСМ4=РН4 n КИ = 745 1 ×065 = 484 кВт
QСМ4=РCМ4 tg φ =484 ×075 = 363 кВар
а)Двигатель хода кран - балки (ПВ = 40%)
РСМа=РНа КИ × n = 18 01×1 = 1134 кВт
б)Двигатель хода тележки (ПВ = 40%)
РСМб=РНб КИ×n = 55 01×1 =0347 кВт
в)Двигатель подъема спуска (ПВ = 60%)
РСМв=РНв КИ×n = 30 01×1= 234 кВт
Суммарная мощность кран - балки:
РСМ5= РСМа + РСМб + РСМв = 1134+0347+234=3821 кВт
QСМ5=РCМ5 tg φ =3821 173 = 66 кВар
РСМ6=РН6 n КИ = 1455 1 × 085 = 124 кВт
QСМ4=РCМ4 tg φ =124 × 07 =868 кВар
II.Определяем суммарные нагрузки:
Σ Рн=РН1 + РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 15+55+11+745+(18+55+30)+1455=107 кВт
Σ РСМ=РСМ1 + РСМ2 + РСМ3 + РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 =975+36+715+484+3821+124=4156 кВтΣ QСМ=QСМ1 +QСМ2 +QСМ3 +QСМ4 +QСМ5 +QСМ6 =731+27+536+363+66+868= 513 кВар.
III.Коэффициент использования находится следующим образом:
IV.Отношение мощностей в группе:
V.Определение эффективного числа электроприемников:
При m3 принимается действительное число электроприемников m>3 и Ки>02 эффективное число электроприемников определяется по ниже следующей формуле:
VI.Км – табличная величина принимаемая в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.
В данном случае Ки=038 и nэ=713; Км=158 [8]
VII.Расчетная максимальная нагрузка
Рм =Км Рсм=158× 4156=6566 кВт
При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка принимается равной среднесменное нагрузке а при nЭ10 на 10% выше среднесменной.
Qм=11 Qсм = 11 513 = 5643кВар
VIII.Определение полной мощности ЩСУ-1:
IX.Определение максимального расчетного тока ЩСУ-1:
Асинхронные двигатели.
I.Сетевой насос 1 ступени
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×09=567 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tg j=567×051=2892 кВар.
II.Сетевой насос 2 ступени
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=400×2×09=720 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tg j=720×051=3672 кВар.
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×6×08=48000 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tg j=48000×033=15840 кВар.
Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблице нагрузок 2.
Построение картограммы нагрузок
Для определения месторасположения ГПП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план электрокотельной наносится картограмма нагрузок которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности причём площадь окружности в выбранном масштабе равна расчётной нагрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной нагрузке электрокотельной: из этого выражения радиус окружности: где Рi – мощность электрокотельной m=15 – масштаб для определения радиуса круга. Представим таблицу с величинами нагрузок электрокотельной:
Таблица 3 - Нагрузки электрокотельной
По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора нагрузки 0.4 кВ для электрокотельной.
Определение центра электрических нагрузок
Подстанция ГПП является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории электрокотельной важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электрических нагрузок (ЦЭН).
Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:
минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;
обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;
минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведённых годовых затрат.
Расчёт ЦЭН будем производить по нагрузке электрокотельной Приведём данные нагрузки и координаты в таблицу. Для определения координат нагрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной.
Таблица 4 - Таблица мощности и координат нагрузки для определения ЦЭН
Название электроприёмника
Координаты ЦЭН определим по формулам:
Рассчитанная точка получилась в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку удобную по технологическим соображениям. Экономически более выгодно смещать пст в сторону питающей линии. Укажем на генеральном плане местоположение понижающей подстанции.
4.1 Выбор компенсирующего устройства
на напряжение 0.4 КВ
Для уменьшения потерь в электрических сетях необходимо добиться минимума потребления реактивной мощности так как при передачи реактивной энергии необходимой для создания элмагнитных полей трансформаторов двигателей происходит увеличение полной мощности передаваемой к потребителю. Для компенсации реактивной мощности на практике применяют батареи конденсаторов или специальные компенсирующие устройства. Так как проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё то следовательно расстояние на которое необходимо передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико поэтому будут малы и потери мощности обусловленные передачей излишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отказаться от компенсации реактивной мощности в сети 0.4 кВ. И произвести её на шинах распределительного устройства 6 кВ
5 Расчёт и выбор трансформаторов
5.1 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену (таблица 3).
Рсм = 7251 кВт;Qсм = 7418 квар
В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 065. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.
Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов:
NMIN = PCM(КЗ SНТ) + DN = 7215(065100) + 076 =187 2
Оптимальное число трансформаторов:
NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2
где m = 0 определено
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через 2 трансформатора:
Мощность компенсирующих установок :
QКУ = QCM - QMT = 7418 – 1079 = - 3372 квар
Установки компенсирующих устройств не требуется.
Проверка трансформатора на загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 06
В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 12
Коэффициент загрузки как в нормальном так и в аварийном режиме соответствует норме.
Выбираем трансформаторы типа: ТМ-100604 [3]
Таблица 5 - Технические параметры трансформаторов
Номинальное напряжениекВ
Тип силового трансфор
Тип коммутационных аппаратов на 6 кВ
Тип коммутационных аппаратов на 04 кВ
На вводе с секционированием
6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)
Определим ориентировочное напряжение по формуле:
Uном = 434×= 434×= 12354 кВ.
где L = 20 км –длина линии;
Р = 4939259 МВт –передаваемая по линии активная мощность.
Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат:
ЕН =012– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К – капиталовложения в электроустановку т. руб;
У – ущерб (принимается равным нулю так как варианты имеют одинаковую надежность) т. руб;
И – годовые эксплуатационные расходы т. руб;
a – норма амортизационных отчислений
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 IДЛИТ= 690 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
)Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе кВт;
DРМАХ Л= 3 RO L IP2 n 10 -3 = 3 0108 20 27382 2 10 -3 = 97157 кВт
где RO =0108 Омкм –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20 км –длина воздушной линии;
IP = - максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –время максимальных потерь [11].
Таким образом годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 97157 8000 = 7772560 кВт ч
)Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
где n –количество трансформаторов;
SPAC – полная расчетная мощность кВ А;
SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора кВ А;
ΔРХХ и ΔРК –потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно кВт [11].
Издержки вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ DWГОД = 024 10 -3 (7772560+2426072)=24477 т.рубгод
Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА
где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.
КЛ =1325тыс.рубкм – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .
КЛ = КЛ L n =1325 20 2 = 530 т.руб
КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 400001106: 1644 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+1644 + 76 = 3124 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 3124 = 8424 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на воздушные линии:
САЛ=Кл л= 530 0028 = 1484 т.руб
где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии
Л=0028 – норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА О=3124 0088=2749 т.руб
где КВА =3124 т.руб – затраты на оборудование;
О=0088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 1484+2749=4233 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен К =24477+4233+012×8424=259112 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.
Расчетная нагрузка SР= 5210046 кВ А
Выбираем ВЛ на U=220 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК Tmax=8640 ч = 1 Амм2 [ 1 ]
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240 IДЛИТ= 609 А.
)Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л t
DРМАХ Л= 3 RO L IP2 n 10 -3 = 3 013 20 13692 2 10 -3 = 29237кВт
где RO =013 Омкм –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км –длина воздушной линии;
IP =1369 А – максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –в соответствии с [11].
DWГОД Л= DРМАХ t = 29237 8000 = 1858960 кВт ч
ИП = Сэ DWГОД = 0093 10 -3 (2426072+1858960) = 3985 т.рубгод
Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА
КЛ=164 тыс.рубкм – удельная стоимость прокладки ВЛ [11] .
Кл= КЛ L n =164 20 2 = 656 т.руб
Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 400002206: 378 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления.
В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на кабельные линии:
САЛ=Кл вл= 656 0028 = 184 т.руб
где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии
Л=0028– норма амортизационных отчислений [11]
САО=КВА О= 638 0088=5614 т.руб
где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование;
О=0088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11] .
ИА = САЛ+САО= 184 + 5614 =7454 т. руб
З = ИП + ИА +Ен К =3985 +7454 + 012 1294 =62832 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7
Таблица 7 - Технико-экономические показатели
Стоимость затрат тыс.руб
Капитальные вложения в систему электроснабжения
Стоимость потерь за год
Затраты на амортизацию
Эксплуатационные расходы
При анализе технико-экономических показателей двух вариантов видно что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 756%. Поэтому первичное напряжение питающее электрокотельную принимаем равным 220 кВ.
6.2 Выбор схемы электроснабжения
На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 2206 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.
6.3 Выбор режима нейтрали
Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.
Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки работающие в этих системах имеют большие токи замыкания на землю поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами:
-стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение;
-снижается стоимость изоляции;
-повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью так как поврежденный участок немедленно отключается;
-уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении так как большинство замыканий после отключения самоустраняются поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ).
Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты компенсирующие емкостной ток в сети трансформаторы напряжения и другие аппараты имеющие большое сопротивление.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами:
-в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в раза вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение не нарушается и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;
-снижается стоимость заземляющих устройств;
-уменьшается на число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.
При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики надежности и электробезопасности.
Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети.
Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны по сравнению с системами с изолированной нейтралью.
К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения по сравнению с системой с изолированной нейтралью а так же установки с изолированной нейтралью более надежны так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения.
7 Расчёт питающих и распределительных сетей
7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В
Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы.
В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле:
где IР - расчетный ток А;
jЭ - экономическая плотность тока Амм2 .
Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :
Номинальный ток электрокотла: I НОМ = 962 А;
Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час.год
Экономическая плотность тока: jЭ =12 Амм2 [1]
Экономически целесообразное сечение кабеля:
Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) – [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3330=990 А. [1].
Проверка по условию нагрева:
Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт:
Номинальный ток двигателя Iном = 38 А.
Число часов использования максимума нагрузки: ТMAC > 5000 часгод.
Экономическая плотность тока: j'= 12 Амм2.
Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (335). [1].
Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. [1] .
Выбор проводников до трансформаторов КТП:
где SРАС = 134 кВ А –расчетная нагрузка из таблицы 2.2.
Экономическая плотность тока: jЭ = 12 Амм2 [1]
Выбираем кабель ААГУ – 6 кВ (3х10) [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1].
Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:
где SРАС = 5210046 кВА –расчетная нагрузка подстанции.
Экономическая плотность тока: jЭ = 1 Амм2 [11].
Выбираем воздушную линию марки АС-150-линия из алюминиевого провода со стальным сердечником. [1].
Допустимый ток ВЛ: IДЛ. ДОП. = 450 А. [11].
8 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкание
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания составляется по расчетной схеме сети.Расчет токов короткого замыкания производится в относительных единицах для чего выбираются базовые величины и условия: мощность напряжение ток и сопротивление.
Рис.2 - Расчетная схема
Принимаем базисную мощность : SБ=100 МВА
В качестве базисного напряжения принимаем напряжение ступени короткого замыкания в зависимости от которого вычисляется базисный ток:
Рис. 3 – Схема замещения
Расчетные выражения приведенных значений сопротивлений:
где Iотк.ном = 20 кА – номинальный ток отключения выключателя.
Воздушная линия 220 кВ:
где х0 = 035 Омкм – удельное индуктивное сопротивление жилы кабеля на километр длины [11];
L1 = 20 км – длина линии.
Трансформатор ТДТН - 40 МВА:
Где Uк = 22% - напряжение короткого замыкания;
Кабельная линия 6 кВ на ввод КТП:
rкл = r0 × L2 ×0118 × 002 × = 037
где r0 =0118 Омкм – удельное активное сопротивление жилы кабеля на километр длины [11].
Трансформатор ТМ-100 кВА:
где Sн.тр =01 МВА – номинальная мощность трансформатора КТП.
Короткое замыкание в точке К-1:
Результирующее сопротивление:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл = 00125 + 0013 = 00255
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания: (30)
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = :
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-1 = КУ I П.О.К-1= 18 118 = 30 кА
где КУ =18 –ударный коэффициент для сетей выше 1000 В [8].
Короткое замыкание в точке К-2:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 = 00125 + 0013 + 055 =068
При коротком замыкании в точке К-2 будет действовать суммарный ток – от энергосистемы и от электродвигателей. При близком коротком замыкании напряжение на выводах электродвигателя оказывается меньше их ЭДС электродвигатели переходят в режим генератора и подпитывают током место повреждения.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
От асинхронного двигателя мощностью 315 кВт:
Кратность пускового тока: Кп = 55 [3]
Определяем сверхпереходное сопротивление:
Хd''=1 КП = 1 55 = 018
Сверхпереходный ток генерируемый асинхронным двигателем:
где Е" = 09 – сверхпереходная Э.Д.С. о.е. [8];
IАД = 38 А – номинальный ток двигателя;
Суммарный ток короткого замыкания:
I П.О.К-2 = I П.О.С.К-2 + I²АД = 1353+019 = 1385 кА
От системы: iУ. К-2 = КУ I П.О.С.К-2 = 18 1353 = 3444 кА
iУ.АД = КУ I "АД = 1 019 = 027 кА
Суммарный ударный ток короткого замыкания:
iУ.К-2 = iУ.. К-2 + iУ АД =3444+027 = 3471 кА.
Короткое замыкание в точке К-3:
Индуктивное сопротивление: Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл =
= 00125+0013+055+036=094
Активное сопротивление: r* РЕЗ = r* кл = 037
Результирующее полное сопротивление:
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени
iУ К-3 = КУ I П.О.К-3= 18 91 = 232 кА (34)
Короткое замыкание в точке К-4:
Индуктивное сопротивление: Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл + Х* т2 =
=00125+0013+055+036+45=544
Активное сопротивление: r* РЕЗ = 08
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
iУ К-4 = КУ I П.О.К-4 = 12 262 = 667 кА
КУ=12 –ударный коэффициент при К.З. за трансформатором [8].
Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 8
Таблица 8 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания
Выбор высоковольтных выключателей
На вводе РУ–6 кВ и на каждой отходящей линии устанавливаем ячейку комплектного распределительного устройства (КРУ). Выбираем по [6] ячейку КМ–1.
Таблица 9 - Технические данные ячейки КМ-1
Габариты шкафов ячейки: ширина–750 мм глубина 2150 мм высота 1200 мм.
В ячейку устанавливаем выключатель трансформаторы тока.
На отходящих линиях к асинхронным двигателям РУ-6 кВ.
Выключатель ВМПЭ-10-20630У3 – [6]
Таблица 10 - Технические данные выключателя
ITEP2 tTEP ≥ I 2 (tЗ+tОТК)
UР – рабочее напряжение кВ;
IР – максимальный рабочий ток А;
UНОМ – номинальное напряжение выключателя кВ;
IНОМ – номинальный ток выключателя А;
IОТК.НОМ – номинальный ток отключения выключателя кА;
IДИН – максимальное действующие значение тока динамической стойкости кА;
ITEP – допустимый ток термической стойкости кА;
tTEP – время действия ток термической стойкости с;
tЗ – время срабатывания защиты с;
tОТК - полное время отключения выключателя с.
На отходящих линиях РУ-6 кВ к трансформаторам ТМ-1006.
Выключатель ВМПЭ-10-20630У3 [6].
Таблица 11 - Технические данные выключателя
Ячейка трансформатора РУ-220 кВ электрокотельной.
Выключатель ВМТ-220Б-2201250 [6].
Таблица 12 - Технические данные выключателя
Выбор разъединителей
РУ-220 кВ электрокотельной.
Разъединитель РДЗ-2202000 [7]
Таблица 13 - Технические данные разъединителей
Выбор измерительных трансформаторов тока
На отходящих линиях РУ-6кВ к асинхронным двигателям насосов.
По [6] выбираем ТЛК-10-У3-505-0510Р – трансформатор тока с литой изоляцией для КРУ;
Таблица 14 - Технические данные трансформаторов тока
Вторичная нагрузка в классе точности 05 составляет ZНАГР.ДОП= 04 Ом
Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке:
Таблица 15 - Расчет нагрузки трансформаторов тока
счетчик акт. энергии
Определяем сопротивление приборов
rП = S IНОМ22 = 4 52 = 016 Ом
S = 4 ВА –полная максимальная нагрузка потребляемая приборами;
IНОМ2 = 5 А – номинальный вторичный ток трансформатора тока.
Принимаем сопротивление контактов rК= 01 Ом [7]
Рассчитываем требуемое сопротивление соединительных проводов (алюминий) соединяющих трансформаторы тока и приборы:
rПР = zДОП - rП - rК= 04 - 016 - 01 = 014 Ом (35)
Принимаем длину алюминиевого провода L = 5 м [7];
Рассчитываем минимально допустимое сечение провода:
Принимаем контрольный кабель АКПВГ с жилами сечением 4 мм2 [13].
Расчетное сопротивление провода:
rпр= r0×l= 781×10-3×5=0039 Ом
Полное сопротивление:
rР = rП + rПР + rК = 016 + 0039 + 01 = 0299 Ом
zДОП = 04 Ом > 0299 Ом = rР
На вводах трансформаторов ТМ-1006.
Трансформатор тока ТЛК-10-2005-0510Р [6].
Таблица 16 - Технические данные трансформаторов тока
ITEP2 tTEP ≥ IП.О2 (tЗ+tОТК)
Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП = 08 Ом
ТФНД-220-3Т-3005-05Р [8]
Таблица 17 - Технические данные трансформаторов тока
Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП= 04 Ом
Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению UНОМ и по вторичной нагрузке SНОМ2.
На шины 6 кВ выбираем трансформатор напряжения НТМИ–6–66УЗ трансформатор трехфазный с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей [13].
UНОМ1=6 кВ UНОМ2=100 В UНОМ2ДОП = 100 ВSНОМ2 = 120 ВА
Таблица 18 - Расчет нагрузки трансформаторов напряжения
счетчик реакт. энергии
Полная вторичная нагрузка ТН:
SНОМ2 > Sр 120 ВА > 1498 ВА (37)
Проверка других трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке аналогична.
На термическую и динамическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяются так как защищены предохранителем.
Трансформатор напряжения НКФ –220-58У1 [13].
UНОМ = 220 кВ;SНОМ2 = 400 ВА. (38)
Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор ограничителей перенапряжения производится по номинальному напряжению установки.
Выбираем ОПН –220.У1 [13]
Выбираем ОПН –6.У1 [13]
Произведем выбор шин РУ-6 кВ электрокотельной
BK = IП.О.2 (tЗ + tОТК) = 1385 2 (01 + 0095) = 374 кА2 с.
Выбираем шины по условию нагрева. К величине рабочего тока близки алюминиевые четырёхполосные шины сечением 4(120х10) мм2 с допустимым током IДОП = 5200 А [1].
Проверяем шины на термическую стойкость.
Определяем минимальное допустимое сечение шин:
где ВК –тепловой импульс от тока короткого замыкания А2 с;
С = 91 – тепловой коэффициент для шин из алюминия [7].
Сечение шины S = 480 10 = 4800 мм2
Шины термически устойчивы.
Проверяем шины на электродинамическую стойкость.
h = 048 м; b = 004 м.
Шины расположены на ребро.
Проверка производится по условию:
где dРАСЧ – максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента;
dДОП =823 Мпа –допустимое максимальное напряжение [7].
Наибольшее усилие действующее на среднюю фазу:
где l=750 мм- расстояние между изоляторами одной фазы.
а=250 мм- расстояние между соседними фазами.
iУД-ударный ток в точке К-2
F =176×348902××10-7=64274 Н (39)
Определяем момент сопротивления динамическому воздействию:
Определяем максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента:
Шины динамическое воздействие выдержат.
10.1 Проверка высоковольтных кабелей на устойчивость к токам короткого замыкания
Кабель от РУ-6 кВ к асинхронным двигателям.
Кабель ААГУ-6 кВ (3х95)
Определяем минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:
С = 95 – коэффициент для кабеля с алюминиевыми жилами [7].
Кабель термическое действие тока выдержит.
Кабель от РУ-6 кВ к КТП.
Кабель ААГУ -6 кВ (3х10)
Минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:
Кабель термическое действие тока не выдерживает поэтому выбираем кабель большего сечения.
Кабель ААГУ-6 кВ (3 х 95). IДОП = 215 А.
Кабель от РУ-6 кВ до электрокотельной.
Кабель ААГУ -6 кВ 3(3х150)
11 Расчёт тока трёхфазного короткого замыкания в сетях напряжением до 1000 В
Приводим сопротивления системы электроснабжения высшего напряжения к напряжению 04 кВ:
R604 = R6 КТ2 = = 00002 мОм (43)
X604 = X6 КТ2 = = 0003 мОм
Сопротивление цехового трансформатора:
RТ = 106 = 315 мОм (44)
Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х150 + 1х50):
R0Ф= 022 Омкм;Х0Ф=006 Омкм.[6]
Сопротивление жилы кабеля длиной L1 =0058 км:
R1Ф = R0Ф L1=022 0058 = 0012 Ом;
Х1Ф = Х0Ф L1=006 0058 = 00034 Ом.
Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х6 + 1х4):
R0Ф= 555 Омкм;Х0Ф=009 Омкм.[9]
Сопротивление жилы кабеля длиной L2 =00458 км:
R2Ф = R0Ф L2=555 00458 = 0254 Ом.
Х2Ф = Х0Ф L2=009 00458 = 00041 Ом;
Индуктивное сопротивление: Х РЕЗ = Х 604 + Х Т = 0003 + 208 = 20803 мОм (46)
Активное сопротивление: R РЕЗ = R 60.4 +RТ +RДОБ = 00002 +315 +15 =465002 мОм (47)
где RДОБ = 15 мОм –переходное сопротивление контактов [24]
Z РЕЗ = = 509 мОм (48)
Значение тока короткого замыкания в точке К-1:
iУ К-1 = КУ I К-1 = 105 45 = 668 кА (50)
где КУ =105 –ударный коэффициент [24].
Индуктивное сопротивление: Х РЕЗ = Х 604 + Х Т + X1Ф =0003 + 208 + 34 =242 мОм
Активное сопротивление: R РЕЗ = R 60.4 +RТ + R1Ф + RДОБ = 00002 + 315 + 12 + 15 + 20 =
где RДОБ = 20 мОм –переходное сопротивление контактов [24]
Z РЕЗ = = 822 мОм (60)
Значение тока короткого замыкания в точке К-2:
iУ К-2 = КУ I К-2 = 103 28 = 41 кА
где КУ =103 –ударный коэффициент [24].
Индуктивное сопротивление: Х РЕЗ = Х 604 + Х Т + X1Ф + X2Ф = 0003 + 208 + 34 + 41 =283 мОм
Активное сопротивление: R РЕЗ = R 60.4 +RТ + R1Ф + R2Ф + RДОБ = 00002 + 315 +12 + 254 + 15 + 20 + 25 + 30 =3875 мОм
где RДОБ = 25 мОм и 30 мОм –переходное сопротивление контактов [24]
Z РЕЗ = = 3885 мОм (62)
Значение тока короткого замыкания в точке К-3:
iУ К-3 = КУ I К-3 = 1 059 = 083 кА
где КУ =1 –ударный коэффициент [24].
Результаты расчётов токов трёхфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 19
Таблица 19 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания
Выбор автоматических выключателей
Автоматические выключатели предназначены для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах работы для редких оперативных переключений при нормальных режимах а также для защиты электрических цепей при недопустимых снижениях напряжения. Наименьший ток вызывающий отключение автоматического выключателя называют током срабатывания а настройку расцепителя автоматического выключателя на заданный ток срабатывания – уставкой тока срабатывания.
) Номинальный ток автоматического выключателя:
Выбирается по длительному расчетному току.
) Номинальный ток теплового расцепителя:
Выбирается по длительному расчетному току линии:
Iном - номинальный ток двигателя
Для группы эл. приёмников:
Iрасч –максимальный расчетный ток
) Ток срабатывания электромагнитного расцепителя:
Должен быть не меньше 125% тока пускового или максимально кратковременного:
Iпуск – номинальный пусковой ток двигателя
Для группы эл. приёмников:
Iкр = Iпуск.макс+( Iном.расч – Iном.макс)
Iпуск.макс - номинальный пусковой ток самого мощного двигателя в группе;
Iном.макс - номинальный ток самого мощного двигателя в группе;
Iном.расч – расчетный максимальный ток взятый из таблицы нагрузок.
Паспортные данные потребителей РН IH IПУСК взяты из [3] и из таблицы 2.1.
Насос аккумуляторных баков:
РН = 11 кВт;IHОМ = 22 А;IПУСК = 132 А.
Следуя выше указанным условиям выбираем ток автомата Iав=25 А.
Тип автоматического выключателя:
где Iн.тр=25 А – номинальный ток теплового расцепителя;
Iср.эмр = 10 Iн = 10 25 =250 А –уставка срабатывания электромагнитного расцепителя.
РН = 745 кВт;IHОМ = 148 А;IПУСК = 1036 А.
Выбираем ток автомата Iав=16 А.
Iкр = Iпуск = 1036 А.
Выбор магнитных пускателей и тепловых реле
По I СР.Т выбирается тепловое реле и указываются токи несрабатывания IНЕСР.
РН = 11 кВт;IH.ДВ = 22 А.
По условиям приведенных выше условий выбираем пускатель ПМЛ-2200 [12]. Магнитный пускатель предназначен для пуска и останова асинхронных электродвигателей выполняет функции защиты минимального напряжения. Тепловое реле служит для защиты электродвигателя от тока перегрузки превышающей 15 20 минут в пределах 10 20% от номинального тока электродвигателя.
Магнитный пускатель выбирается по условию:
где: I Н.П –номинальный ток магнитного пускателя А;
I Н.ДВ – номинальный ток электродвигателя А.
Тепловое реле выбирается по условию:
По номинальному току двигателя рассчитывается ток срабатывания реле:
Проверка: I Н.П ≥ I Н.ДВ
I СР.Т = 11 22 = 242 А
Выбираем тепловое реле РТЛ-102104IНЕСР = 13 25 А [12] .
РН = 745 кВт;IH.ДВ =148 А.
Выбираем пускатель ПМЛ-2200 [12].
I СР.Т = 11 148 = 163 А
При выборе сечения проводников в электрических сетях учитываются как рабочие так и возможные аварийные режимы сетей.
Сечение проводов и кабелей напряжением до 1000В определяется по условию нагрева в зависимости от расчетного значения длительно допустимой токовой нагрузке при 25 0С. Основным показателем рабочего режима линий и других элементов сети является длительная или расчетная токовая нагрузка.
) Выбор сечения проводников по расчетной токовой нагрузке заключается в соблюдении условия:
где Iдл.доп - длительно допускаемый ток проводника А;
Iрасч - расчетная или длительная токовая нагрузка проводника А;
К –коэффициент (для взрывоопасной среды принимается равным 125; для нормальной среды равным 1).
) После выбора сечения проводится его проверка на согласование с защищающим аппаратом:
где Iзащ –ток защиты автоматического выключателя А;
КЗ –коэффициент защиты (для взрывоопасной среды принимается равным 125; для нормальной среды равным.
Так как среда в помещениях электрокотельной нормальная то К=1; КЗ=1.
Выбираем кабель: АВВГ-1 кВ (4х10) – кабель с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией с поливинилхлоридной оболочкой без защитного покрова.
Шины выбираются по расчетному току и проверяются по условию нагрева.
Из таблицы нагрузок Iрасч = 1708 А
Выбираем алюминиевые шины А (20х3) одна полоса на фазу [1] .
14 Учёт электроэнергии
Вопросы рационального экономичного расходования электроэнергии становятся всё более важными для многих предприятий и организаций в связи с высокими расценками на энергоресурсы и электроэнергию. Важнейшим условием решения этих вопросов является организация доступной и качественной системы учёта электроэнергии потребляемой промышленными предприятиями и другими потребителями.
Учёт расхода электроэнергии в промышленных предприятиях проводят в следующих целях:
)расчёт за электроэнергию с энергоснабжающей организацией;
)контроль расхода активной электроэнергии в отдельных цехах на энергоёмких агрегатах технологических линиях и других объектах;
)определение количества реактивной мощности полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей в случаях когда по этим данным производят расчёты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств;
)составление электробалансов по предприятию в целом а также по наиболее энергоёмким агрегатам цехам и группам потребителей что даёт возможность на их основе проводить анализ эффективности использования электроэнергии в производственных процессах выявлять непроизводственные расходы и потери электроэнергии разрабатывать и осуществлять мероприятия по их снижению и устранению;
)расчёт с потребителями получающими электроэнергию через подстанции предприятия такими как например строительные и монтажные организации жилые посёлки и т.д.
Расчетным (коммерческим) учетом электроэнергии называется учет выработанной а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики устанавливаемые для расчетного учета называются расчетными счетчиками и должны быть класса точности не ниже двух если счетчики подключаются через измерительные трансформаторы то последние должны иметь класс точности 05. Расчётные счётчики находятся на балансе и в эксплуатации энергоснабжающей организации.
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций подстанций предприятий зданий квартир и т.п. Приборы технического учёта на промышленных предприятиях (счётчики и измерительные преобразователи) должны находиться в ведении самих потребителей и удовлетворять следующим требованиям:
)каждый установленный счётчик должен иметь на винтах крепящих кожух счётчика пломбы с клеймом госпроверятеля;
)на вновь устанавливаемых трёхфазных счётчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес а на однофазных счётчиках – с давностью не более 2 лет;
)учёт активной электроэнергии и реактивной мощности трёхфазного тока должен проводиться с помощью трёхфазных счётчиков;
)допустимые классы точности счётчиков технического учёта активной энергии должны соответствовать значениям приведённым ниже; 1.0 – для генераторов мощностью 12-50 МВт и трансформаторов мощностью 10-40 МВт для линий электропередачи с двухсторонним питанием напряжением 220 кВ и выше и трансформаторов 63 МВ·А и более; 2.0 – для прочих объектов учёта.
Классы точности счётчиков технического учёта реактивной мощности допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счётчиков технического учёта активной энергии.
Плату за электроэнергию отпускаемую промышленным и приравненным к ним потребителям как непосредственно от сетей энергоснабжающих организаций так и через сети главных абонентов производят по одноставочным и двухставочным тарифам в соответствии с прейскурантом тарифов на электроэнергию.
По одноставочному тарифу оплачивают электроэнергию расходуемую промышленными и приравненными к ним потребителями с присоединённой мощностью до 750 кВ·А
По двухставочному тарифу оплачивают электроэнергию потребляемую промышленными и приравненными к ним потребителями с присоединённой мощностью 750 кВ·А и выше. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (основная ставка) и платы за 1 кВт·ч отпущенной потребителю активной электроэнергии учтённой счётчиком (дополнительная ставка).
Под заявленной мощностью подразумевают абонированную потребителем наибольшую получасовую электрическую мощность совпадающую с периодом максимальной нагрузки энергосистемы и используемую на производственные нужды включая мощность субабонентов двухставочного тарифа.
15.1 Расчёт защиты высоковольтного электродвигателя
Двигатели напряжением выше 1000 В обслуживающие неответственные механизмы при незначительной их мощности (до 200—300 кВт) могут защищаться плавкими предохранителями. Выбор предохранителей в этих случаях производится по кривым рис. 20-13 [8]. Из кривых следует что при IП.В.НОМ>IДВ.НОМ и при крайности пускового тока 6—7 предохранители обеспечивают время пуска двигателя 4—60 с в соответствии с условиями пуска; здесь IП.В.НОМ— номинальный ток плавкой вставки; IДВ.НОМ — номинальный ток двигателя при полной загрузке. Если плавкие предохранители не обеспечивают требований предъявляемых к защите двигателей применяют релейную защиту.
На синхронных и асинхронных двигателях напряжением выше 1000 В. устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
)многофазных замыканий в обмотке статора и на её выводах;
)замыканий на землю в обмотке статора;
)снижения напряжения;
Для синхронных двигателей предусматривается кроме того защита от асинхронного режима и замыкания в цепи возбуждения.
Для защиты от многофазных КЗ в обмотках статора двигателей мощностью до 5000 кВт используется токовая отсечка без выдержки времени мощностью 5000 кВт и выше - продольная дифференциальная защита. Обе защиты действуют на отключение выключателей или другого отключающего аппарата а для синхронных двигателей и на автомат гашения поля (АГП). Токовая отсечка выполняется одним реле включенным на разность фазных токов (для электродвигателей мощностью до 2000 кВт) или двумя реле включенными на фазные токи (для двигателей мощностью 2000-5000 кВт). Продольная дифференциальная защита в двухфазном исполнении применяется для двигателей мощностью 5000 кВт и более а также для двигателей мощностью менее 5000 кВт если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности.
Тип двигателя ДАЗО 4 – 400ХК – 4У3. РН=315 кВт;UН=6 кВ;сosφ=0.86;=0.937;КП=5.1
Определим пусковой ток электродвигателя: А
Определим полную мощность электродвигателя:
Для определения тока двигателя в нормальном и аварийном режимах используем трансформатор тока типа ТКЛ-10-У3 0.510Р с коэффициентом трансформации . Для питания выбрали кабель ААГУ 6 кВ (3*35)
Ток трёхфазного замыкания на выводах статора кА. Время пуска 8 секунд.
Определим ток срабатывания защиты (защита отстраивается от многофазных КЗ): где КОТС=1.5 коэффициент отстройки для реле РТ-40 и при защите асинхронного двигателя.
Тогда ток срабатывания защиты: A
Определим теперь по току срабатывания защиты ток срабатывания реле:
Выбираем реле типа РТ - 4010 и установим на реле ток срабатывания 92 А.
На реле времени установим выдержку 10 с чтобы надёжно исключить ложное срабатывание реле при пуске но вместе с тем не дать возникнуть длительной перегрузке. Выбираем электромагнитное реле времени типа ЭВ-143 с возможной уставкой выдержки времени от 1 до 20 секунд с максимальным разбросом 0.8 сек. Отличительной особенностью реле ЭВ-143 является то что реле может длительно работать в режиме перенапряжения когда U=1.1·UНОМ
Защита от замыканий на землю.
Для защиты от однофазных замыканий на землю обмотки статора двигателя применяется максимальная токовая защита нулевой последовательности выполняемая с помощью одного токового реле которое подключается к трансформатору тока нулевой последовательности. Эта защита предусматривается при токах замыкания на землю 10 А и более для двигателей мощностью до 2000 кВт или 5 А и более для двигателей мощностью выше 2000 кВт.
Схема защиты состоит из полупроводникового реле типа РТЗ-50 подключенного к вторичной обмотке кабельного трансформатора тока сердечник которого охватывает трёхфазный кабель питающий двигатель.
Для определения тока срабатывания защиты используют условие отстройки от емкостного тока электродвигателя: где КН=1.2 - коэффициент надёжности КБР=3 - коэффициент отстройки от бросков емкостного тока двигателя при переходных процессах. Принимается для реле РТЗ-50.
Определяем емкостной ток электродвигателя: где
)Емкостной ток самого двигателя: определим неизвестные множители в этой формуле:
Емкость фазы электродвигателя:
)Емкостной ток питающей кабельной линии:
У нас один питающий кабель длиной l=0.045 км сечение S=35 мм2 его удельный емкостной ток:IC.УД=0.65 Акм количество кабелей проложенных параллельно m=1
Общий емкостной ток электродвигателя: А
Определим ток срабатывания защиты: А
Рассчитанный ток срабатывания защиты сравниваем с минимальным током срабатывания который для реле РТЗ-50 с одним трансформатором тока нулевой последовательности типа ТЗЛ равен 3 А. Принимаем IСЗ=3 А.
Принятое значение тока срабатывания проверяем на условие чувствительности: где ICΣ=6 А - сумма собственных емкостных токов всего оборудования 10 кВ.
где - суммарный емкостной ток всей сети;
7 > 1.25 - требование ПУЭ к чувствительности защиты выполняются.
защита минимального напряжения
Защита от снижения напряжения выполняется для надёжности действия с помощью трёх реле минимального напряжения и устанавливается для отключения неответственных двигателей обеспечивая тем самым самозапуск ответственных. При длительном отсутствии напряжения релейная защита отключает и ответственные двигатели что необходимо например для пуска схемы АВР двигателей или по технологии производства. Выдержка времени релейной защиты отстраивается от отсечек двигателей и устанавливается равной 0.5-1.5 с. Выдержка времени на отключение ответственных двигателей принимается равной 10-15 с. для того чтобы релейная защита не действовала на их отключение при снижении напряжения вызванного КЗ или самозапуском двигателей.
Целесообразно для всех двигателей питающихся от одной секции шин выполнить общую защиту минимального напряжения. Эта защита необходима в дополнение к защите минимальной частоты с блокировкой по частоте сети.
Защиту выполняют на реле минимального напряжения РН 54160 питающегося от трансформаторов напряжения. Напряжение срабатывания определяется: где Umin.раб=0.7·UНОМ10 =0.7·6000=4200 В - минимально возможное напряжение на данном уровне КН=1.1 - коэффициент надёжности КВ=1.25 - коэффициент возврата для реле минимального напряжения.
Для использования в релейной защите выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6 с коэффициентом трансформации
В Для защиты выбираем реле минимального напряжения мгновенного действия типа РН-54160.
15.2 Учёт электроэнергии
Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций подстанций предприятий зданий квартир и т.п. Приборы технического учёта на промышленных
предприятиях (счётчики и измерительные преобразователи) должны находиться в ведении самих потребителей и удовлетворять следующим требованиям:
ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
1Организация ремонтно-эксплуатационных работ
В помещении электрокотельной поддержание электрооборудования в работоспособном состоянии восстановление его важнейших характеристик улучшение эксплуатационных качеств и повышение экономической эффективности его использования достигается при помощи системы планово-предупредительного ремонта (ППР). Сущность системы ППР заключается в предотвращении прогрессивного износа путем проведения профилактических осмотров технического обслуживания текущего и капитального ремонтов. Чередование трудоемкость и периодичность этих мероприятий определяется в зависимости от особенностей агрегата и условий эксплуатации. Объем ремонта принимается по утвержденным нормативам трудоемкости периодичности зависящих от типа выполняемых работ.
В проектируемом подразделении вводим смешанную форму эксплуатации электроустановок предусматривающую выполнение всех видов работ планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта (ППТОР) т.е. ремонтные работы выполняются ремонтным персоналом ТЭЦ-11. Преимущества этой формы эксплуатации зависят от степени централизации.
Произведём расчёт численности ремонтно-эксплуатационного персонала. Для этого определим годовой объем работ при капитальном и текущем ремонте оборудования.
Годовая трудоёмкость на ремонт группы оборудования TТР определяется как:
где nШТ – количество однотипного оборудования
mЧР – число ремонтов в году отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу
t – норма трудоёмкости одного ремонта.
2 Расчёт годовой трудоёмкости обслуживания оборудования
Таблица 20 - Расчёт годовой трудоёмкости на ремонт оборудования
Число ремонтов в году
Норма трудоёмкости одного ремонта
Трудоёмкость на группу оборудования
Таблица 21 - Расчёт годового объёма ремонтных работ
Годовая трудоёмкость
Межремонтный период (мес)
Число ремонтов в году mчр шт.
Годовая трудоёмкость на группу оборудования
Годовая трудоёмкость на осмотр группы оборудования TО определяется как:
TО=nШТ·mО·t·КСЛО где nШТ – количество однотипного оборудования
mО – число осмотров в году отношение числа месяцев в году к ремонтному циклу
t – норма трудоёмкости текущего ремонта. КСЛО – коэффициент сложности
Таблица 22 - Расчёт годового объёма работ на осмотры
Межосмотровой период (мес)
Расчет годовой трудоемкости технического обслуживания на основе нормы трудоемкости текущего ремонта:Тто=12·n·КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ·tТР·КСМ
где n - количество единиц оборудования или сетей КСЛ.ТЕХ.ОБСЛ - коэффициент сложности технического обслуживания tТР - норма трудоемкости текущего ремонта КСМ - коэффициент сменности обслуживающего персонала.
Таблица 23 - Годовая трудоёмкость технического обслуживания
Техническое обслуживание
и работ по тех. оьслуживанию
Коэффициент сложности
Общая трудоемкость ремонтных работ и работ по техническому обслуживанию на группу оборудования рассчитывается путем суммирования граф годовой трудоемкости ремонтных работ годовой трудоемкости осмотров и годовой трудоемкости технического обслуживания ТΣЭЛ=128718 чел·час.
3 Расчёт численности ремонтно-эксплуатационного
По найденному числу человеко-часов в год можно определить численность ремонтного и эксплуатационного персонала путём деления общей годовой трудоёмкости на число часов которое работает один среднесписочный рабочий в год. Для того чтобы узнать сколько часов в год работает рабочий периодического и непрерывного производства в год приведём баланс рабочего времени:
Таблица 24 - Баланс рабочего времени
Наименование показателей
Периодическое производство
(ремонтный персонал)
Непрерывное производство
(эксплуатационный персонал)
Календарные число дней Тк
Номинальный фонд времени
Планируемые целодневные
невыхода основной дополнительный отпуск
Невыхода по болезни декрет
Выполнение гос.обязанностей
Эффективный фонд времени
Численность ремонтного персонала рассчитывается по формуле: человека (67)
гдеТР – общая трудоемкость ремонтного обслуживания энергохозяйства т. е. затраты времени на капитальный и текущий ремонты
ТЭФ=14976 – эффективный фонд времени ремонтного персонала
КВН=1.1 – коэффициент выполнения норм
- коэффициент использования рабочего времени
Численность эксплуатационного персонала.
ТЭКСП - общая трудоемкость эксплуатационного обслуживания энергохозяйства в которую входят годовая трудоёмкость осмотров и технического обслуживания. чел·час
ТЭФ - эффективный фонд времени эксплутационного персонала час.
- коэффициент использования (69)
ТН=1832 ч. - номинальный фонд времени для непрерывного производства
Принимаем состав бригады ремонтного персонала 2 человека:
Принимаем состав бригады эксплутационного персонала 2 человека;
Непрерывная эксплуатация и контроль за работой электрооборудования до и выше тысячи вольт будет осуществляться сменным персоналом. Число рабочих в одной смене – один с группой по электробезопасности IV.
Расчет годового фонда заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала.
Приведём данные тарифов различных разрядов на предприятии химической промышленности:
Таблица 25 - Тарифные ставки в электрокотельной
Профессиональный разряд
Тарифная ставка рубчас
Расчёт фонда заработной платы.
Рабочие непрерывного и периодического производства как видно из таблицы баланса рабочего времени имеют различный эффективный фонд рабочих часов в год да и условия их труда различаются поэтому расчёт заработной платы проведём отдельно: сначала для рабочих непрерывного производства а затем для периодического.
Непрерывное производство.
Форма оплаты труда – повременная график работы - в три смены по одному человеку.
Для облегчения расчётов фонда заработной платы выведем средний тариф оплаты труда принятых рабочих:
где ТЧ.i – часовая тарифная ставка рабочих i-го разряда из таблицы N ni – количество работников с i-тым разрядом.
Таким образом расчёт годового фонда заработной платы(ФЗП) будем проводить для трёх человек с тарифной ставкой 1568
Тарифный фонд заработной платы:
Так как от эксплуатационного персонала зависит бесперебойность и оптимальность работы энергооборудования то в их ФЗП будет входить премия за экономию электроэнергии и безаварийную работу .
руб. а – коэффициент размера премии от оклада.
Доплата за работу в ночное и вечернее время:
- коэффициент зависящий от числа смен в сутки. У нас число смен три.
и - коэффициенты доплаты во время работы в вечернее и ночное время соответственно.
Доплата за работу в праздничные дни:
Основной фонд заработной платы:
Дополнительный фонд заработной платы в который входит оплата за те дни когда рабочие не приходят на работу а заработная плата им начисляется:
Годовой фонд заработной платы:
КП=1.6 – поясной коэффициент.
Периодическое производство.
Таким образом расчёт ФЗП будем проводить для двух человек
с тарифной ставкой 1778
Премия за выполнение норм выработки.
а – установленный процент премии.
Доплата за руководство бригадой в нашем подразделении не производится так как число рабочих периодического производства два человека и сформировать из них бригаду во главе с бригадиром не получится.
Суммарный годовой фонд заработной платы электротехнического персонала отделения: руб.
Отчисление на социальное страхование – 39% от основной и дополнительной заработной платы рабочих. руб.
Таблица 26 - Расчёт стоимости материалов
% к основной зарплате рем.персонала %
На кап.ремонт эл.сети
На текущий ремонт эл.сети
На кап.ремонт эл.оборуд.
На текущий ремонт эл.оборуд.
Расчёт прочих расходов: составляют 20 % от годового фонда основной заработной платы ремонтно – эксплуатационного персонала.
Амортизация основных фондов – это постепенное перенесение их стоимости на изготовленный продукт с целью возмещения и накопления денежных средств для последующего частичного и полного воспроизводства основных фондов.
Амортизационные отчисления включаются в себестоимость продукции.
Расчет амортизационных отчислений сведен в таблицу
Данные по стоимости электрооборудования берём из прайс-листа оборудования.
Таблица 27 - Расчёт амортизационных отчислений
Стоимость единицы оборудования
Так как в стоимость основных фондов входит кроме их стоимости также затраты на транспортировку и монтаж то учтём и их в стоимости основного оборудования:
ЗТРиМОН=0.1·ФСТОИМ=0.1·2382=2382 т.руб.
Тогда общая балансовая стоимость оборудования:
Годовые амортизационные отчисления составят:
Рассчитанные выше данные занесём в таблицу производственных расходов проектного варианта.
Таблица 28 - Расчёт производственных расходов
Годовая ЗП электротехнического персонала
Отчисления на соц. страхование
Стоимость основных материалов
Амортизационные отчисления
Заявленный максимум нагрузки кВт:
Из таблицы нагрузок номинальная нагрузка предприятия в часы максимума энергосистемы РНОМ=4899431 кВт тогда кВт (74)
Годовое потребление активной энергии:
Стоимость полученной от энергосистемы электроэнергии рассчитывается по формуле: ±s где
а = 65 рубкВт – основная ставка тарифа в месяц;
в = 0.11 рубкВт·ч - дополнительная ставка за 1 кВт*час потребленной активной электроэнергии по показаниям счетчика на стороне первичного напряжения копкВтчас;
s - надбавка или скидка с цены за перерасход реактивной мощности или энергии.Принимаем s=0.
Таблица 29 - Расчёт сводной калькуляции затрат на 1кВт. Час. Потребляемой электроэнергии
Годовое потребление активной энергии
Годовой максимум нагрузки электрокотельной
Заявленный максимум мощности
Основная плата по тарифу
Дополнительная плата по тарифу
Итого стоимость полученной эл.энергии
Годовые эксплуатационные издержки
Всего производственные расходы
Потери эл. энергии в сетях 3%*W
Полезно использованная энергия
Себестоимость 1 кВт*час потреблённой эл.энергии
Таблица 30 - Технико-экономические показатели предприятия
Наименование показателя
Установленная мощность
Максимально потребляемая мощность
Число часов использования максимальной нагрузки
Годовое потребление эл.энергии
Стоимость эл.энергии
Стоимость основных фондов эл.хозяйства
Объём ремонтно- эксплуатационных работ
Затраты на ремонтно- эксплуатационное обслуживание
Эксплуатационный персонал
Себестоимость 1 кВт*час потребляемой эл.энергии
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Характеристика и анализ производственных опасных и вредных факторов
Таблица 31 - Общая характеристика опасных и вредных производственных факторов электрокотельной
Опасные и вредные производственные факторы
Источники места причины возникновения опасных и вредных факторов
Нормируемые параметры ссылка на литературу
Основные средства защиты
Аномальные параметры микро-
Для работы средней тяжести:
скорость воздуха=02мс
скорость воздуха=03мс
Наличие системы отопления вентиляции
При работах на открытом воздухе в холодный период наличие помещений для обогрева работающих.
Аномальные параметры освещения.
При работах средней точности ен=24%
Наличие совмещенного комбинированного освещения
Уровень шума в помещении
Работающее технологическое оборудование электрокотельной
Предельно допустимый уровень звука
Звукоизоляция помещений наличие индивидуальных средств защиты от шума защита звукоизоляции оборудования
Производственная вибрация
Предельно допустимое значение производственной вибрации
(для тела человека 6-9 Гц);
Виброскорость 28 мс10-2
Виброускорение 14 мс
СН 2.2.42.1.8.566-96
Устройства мощных фундаментов под механизмы устройства виброгасителей и виброизоляторов.
Опасность поражения электрическим током
Электроустановки под напряжением
Удельное сопротивление заземлителя не более 4 Ом
Предельно допустимый ток проходящий через тело человека 5-15 мА.
ПУЭ ГОСТ 12.1.030-81
Средства коллективной индивидуальной защиты.
Рабочие места и проходы к ним на высоте 13 м и более и расстоянии менее 2 м от границы перепада по высоте. СНиП 12-03-01
Использование стремянок и подмостьев не выше 5 м монтажных поясов
Опасность возникновения пожаров и взрывов
Оборудование электрокотельной
Введение категорий по взрыво - пожароопасности
Применение огнестойких строительных конструкций устройство системы пожаротушения.
Опасность поражения молнией
Территория электрокотельной
Категория молниезащиты 2
Устройства молниезащиты
Производственное освещение.
Освещение производственных помещений.
В зависимости от источника света различают естественное искусственное и совмещённое освещение нормирование которых осуществляется в соответствии со СНиП 23-05-95.
Освещение создаётся прямыми солнечными лучами и отражённым (диффузным) светом небосвода. Оно зависит от времени года времени суток характера отражающей способности небосвода и земной поверхности географического местоположения и т.п.
Естественное освещение может быть следующих видов:
боковое - освещение помещения через световые проёмы в наружных стенах;
верхнее – освещение помещения через фонари световые проёмы в стенах в местах перепада высот здания;
комбинированное – освещение через световые проёмы в наружных стенах и фонари.
Освещение помещений естественным светом характеризуется коэффициентом естественной освещённости (КЕО).
Евн - -освещённость внутри помещения;
Енар - -наружная горизонтальная освещённость.
Для естественного освещения нормируется значение коэффициента естественного освещения
где еN - нормируемое значение коэффициента естественного освещения %
еТ - значение КЕО определяемое СНиП 23-05-95 с учётом характера зрительной работы и назначения помещения без учёта прямого солнечного света.
mN - коэффициент светового климата.
Расчёт освещения приведён в пункте 3.1
Производственный шум.
Шум — сочетание различных по частоте и силе звуков. Шум при длительном воздействии оказывает негативное влияние на сердечно-сосудистую нервную системы и на органы слуха (барабанная перепонка) может вызвать профессиональное заболевание – тугоухость.
Нормативным документом является СН 2.2.421.8.562-96.
Мероприятия по борьбе с шумом
)Использование определенных строительных материалов связано с этапом проектирования. Для защиты окружающей среды от шума используются лесные насаждения. Снижается уровень звука от 5-40 дБ.
)Установка звукоизолирующих преград (экранов). Реализация метода звукоизоляции (отражение энергии звуковой волны). Используются материалы с гладкой поверхностью (стекло пластик металл). Акустическая обработка помещений (звукопоглощение). Можно снизить уровень звука до 45 дБ.
)Использование объёмных звукопоглатителей (звукоизолятор + звукопоглатитель). Устанавливается над значительными источниками звука. Можно снизить уровень звука до 30-50 дБ.
)Снижение шума в источнике его возникновения это самый эффективный метод возможен на этапе проектирования. Используются композитные материалы двухслойные. Снижение: 20-60 дБ.
)Организационные мероприятия:
Определение режима труда и отдыха персонала.
Планирование раб. времени.
Планирование работы значительных источников шума в разных источниках. Снижение: 5-10 дБ.
Если уровень шума не снижается в пределах нормы используются индивидуальные средства защиты (наушники шлемофоны).
Источники вибраций: разное производственное оборудование. Причина появления вибрации: неуравновешенное силовое воздействие. Вредные воздействия: повреждения различных органов и тканей; влияние на центр. нервную систему; влияние на органы слуха и зрения; повышение утомляемости.
Более вредная вибрация близкая к собственной частоте человеческого тела (6-9 Гц) и рук (30-80 Гц).
Нормирование вибрации
I направление. Санитарно-гигиеническое.
II направление. Техническое (защита оборудования).
СН 2.2.42.1.8.566-96 Вибрационная безопасность.
Методы снижения вибрации.
)Снижение вибрации в источнике ее возникновения.
)Конструктивные методы (виброгашение виброденфирование - подбор определённых видов материала виброизоляция).
)Организационные меры. Организация режима труда и отдыха.
)Использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей)
Микроклимат. Нормирование параметров микроклимата.
Микроклимат на рабочем месте характеризуется:
относительная влажность j %;
скорость движения воздуха на раб. месте V мс;
интенсивность теплового излучения W Втм2;
барометрическое давление Р мм рт. ст. (не нормируется)
В соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 нормируемые параметры микроклимата подразделяются на оптимальные и допустимые.
Оптимальные параметры микроклимата — такое сочетание температурыры относит. влажности и скорости воздуха которое при длительном и систематическом воздействии не вызывает отклонений в состоянии человека.
t = 19-21 °С j = 40 - 60 % V = 02 мс
Допустимые параметры микроклимата — такое сочетание параметров микроклимата которое при длительном воздействии вызывает приходящее и быстро нормализующееся изменение в состоянии работающего. t = 21-23 °С j = 40-60 % V = 03 мс
Для поддержания оптимальных параметров микроклимата в частности комфортной влажности предусмотрена система вытяжной вентиляции.
указательные плакаты «Общие требования:
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются:
) оформление работ нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; 2) допуск к работе; 3) надзор во время работы; 4) оформление перерыва в работе перевода на другое место окончания работы.
Ответственными за безопасное ведение работ являются:
) выдающий наряд отдающий распоряжение утверждающий перечень работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; 2) ответственный руководитель работ; 3) допускающий; 4) производитель работ; 5) наблюдающий; 6) члены бригады.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:
)произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подачи напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов; 2)на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; 3) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током; 4) наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления); 5) вывешены заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
Таблица 32 - Группы по электробезопасности электротехнического персонала
Группа по электробезопасности
Требования к персоналу.
Элементарные технические знания об электроустановке и её оборудовании. Отчётливое представление об опасности электрического тока опасности приближения к токоведущим частям. Знание основных мер предосторожности при работах в электроустановках. Практические навыки оказания первой помощи пострадавшим.
Элементарные познания в общей электротехнике. Знание электроустановки и порядка её технического обслуживания. Знание общих правил техники безопасности в том числе правил допуска к работе и специальных требований касающихся выполняемой работы. Умение обеспечить безопасное ведение работы и вести надзор за работающими в электроустановках. знание правил освобождения пострадавшего от действия электрического тока оказания первой медицинской помощи и умение практически оказывать её пострадавшему.
Знание электротехники в объёме специализированного профессионально-технического училища. Полное представление об опасности при работах в электроустановках. Знание настоящих правил ПТЭЭ ПУЭ и пожарной безопасности в объёме занимаемой должности. Знание схем электроустановок и оборудования обслуживаемого участка знание технических мероприятий обеспечивающих безопасность работ. Умение проводить инструктаж организовать безопасное проведение работ осуществлять надзор за членами бригады. Знаний правил освобождения пострадавшего от действия электрического тока оказание первой медицинской помощи и умение практически оказывать её пострадавшему. Умение обучать персонал правилам ТБ практическим приёмам оказания первой медицинской помощи.
Знание схем электроустановок компоновки оборудования технологических процессов производства. Знание настоящих правил правил пользования средств защиты чёткое представление о том чем вызвано то или иное требование. Знаний правил ПТЭЭ ПУЭ и пожарной безопасности в объёме занимаемой должности. Умение организовать безопасное проведение работ и осуществлять непосредственное руководство работами в электроустановках любого напряжения. Умение чётко обозначать и излагать требования о мерах безопасности при проведении инструктажа работников. Умение обучать персонал правилам ТБ практическим приёмам оказания первой медицинской помощи.
4 Заземление электрокотельной
При обслуживании электроустановки опасность представляют не только неизолированные токоведущие части находящиеся под напряжением но и те конструктивные части электрооборудования которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции (корпуса электродвигателей пускателей баки трансформаторов кожухи шина проводов металлические каркасы щитов и т.п.)
Защитное заземление это преднамеренное соединение какой-либо части электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности.
Кроме защитного заземления в электроустановках применяется рабочее заземление предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки.
К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов генераторов дугогасительных катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки. Для выполнения заземлений различных назначений и разных напряжений в электроустановках территориально приближенных одна к другой рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство удовлетворяющее требованиям к заземлению этих электроустановок.
Заземляющее устройство состоит из заземлителя и заземляющих проводников. В качестве заземлителей используются в первую очередь естественные заземлители:
проложенные в земле стальные водопроводные трубы;
трубы артезианских скважин;
стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей проложенных в земле;
металлические конструкции зданий и сооружений имеющие надежный контакт с землей;
различного рода трубопроводы проложенные в земле.
Расчет заземляющих устройств сводится к определению количества вертикальных электродов которые нужно поместить в землю чтобы получить необходимое сопротивление заземляющего устройства.
Электроды располагаем в ряд.
Приведём начальные данные для расчёта заземления:
Согласно требованиям ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для совместного использования в электроустановках напряжением до и выше 1000 В не должно превышать:Ом.
В помещении электрокотельной имеется естественный заземлитель – трубопроводы горячей и холодной воды. Из-за отсутствия данных по их сопротивлению растеканию тока примем что требуемое сопротивление искусственного заземлителя должно быть равным требуемому согласно ПУЭ:
В рассчитываемом помещении кроме оборудования на напряжение 0.4 кВ есть высоковольтное оборудование которого также подлежат заземлению. Поэтому определим сопротивление заземляющего устройства по формуле:
где UРАСЧ=125 В - расчетное напряжение на заземляющем устройстве в IРАСЧ=42 А - наибольший ток через заземление при замыкании на землю на стороне 6 кВ.
Когда в помещении находятся электроустановки разных уровней напряжения то значение сопротивления заземляющего устройства принимается минимальное из требуемых поэтому Ом.
Для грунта типа суглинок удельное сопротивление растекания тока составляет: Ом·м
Значение удельного сопротивления грунта в течении года не остаётся постоянным. Почва летом высыхает а зимой промерзает это сказывается на проводимости. Учёт данного фактора производится введением повышающих коэффициентов.
КПОВ.В=4.5 Для вертикальных электродов при длине 2-3 м и глубине залегания 0.5-0.8 м.
КПОВ.Г=1.8 Для горизонтальных электродов при глубине заложения 0.8 м.
Значения коэффициентов приведены для второй климатической зоны.
Определим удельные сопротивления с учётом повышающих коэффициентов
Для второй климатической зоны глубина промерзания грунта составляет 2.6 метра. А длина намеченных к использованию заземляющих электродов составляет 5 м. Такая длина исключает влияние погоды на удельное сопротивление для вертикальных электродов поэтомуОм·м
Найдём сопротивление одного вертикального электрода выполненного из прутка диаметром 12 мм и длиной 5 м. Данные по электродам:
dЭ=0.012 м l=5 м Глубина заложения t=0.7+2.5=3.2 м.
Найдём примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИСП=0.6
штук. Предварительно n=13 штук.
Находим сопротивление горизонтальных электродов которые представляют из себя стальные полосы 40*4. Коэффициент использования соединительной полосы 40*5 при числе заземляющих электродов >10 и отношению расстояния между заземлителями к их длине равному 1
где l – длина полосы l=5·n=5·13=65 м b=0.04 м – ширина полосы H=0.7 м – глубина залегания в грунте тогда
Тогда требуемое сопротивление которое должны давать вертикальные электроды:Ом (79)
По таблице 4-4 в [7] на стр 155 определим реальный коэффициент использования вертикальных электродов при их расположении вдоль длиной стороны здания в ряд общем числе около 10 и отношению расстояния между электродами к их длине 1. КИСП=0.56. Тогда уточним число вертикальных электродов:штук. (80)
Принимаем окончательно число электродов 10. Электроды равномерно располагаем вдоль длиной стороны здания.
Категория производства по взрывной и пожарной опасности
Группа возгораемости стройматериалов. Сюда относятся: деревянные стройматериалы; бетонные и гипсовые материалы которые под воздействием огня и высокой температуры воспламеняются тлеют или обугливаются при наличии источника зажигания.
Степень огнестойкости основных строительных конструкций и минимальные пределы распространения огня. Степень огнестойкости I [СНиП 21-01-97]. Пределы огнестойкости: стены коллоны-25ч; лестничные площадки клетки-1ч; покрытие-05ч; потолки-1ч. распространение огня не допускается.
Пожоро и взрываемые свойства веществ используемые в производстве. Масла моторные и трансформаторные. Температура вспышки поров выше 180 С. Для предотвращения аварий электрооборудования пожаров взрывов осуществляются периодические осмотры и техническое обслуживание эл.оборудования: проверяется состояние оборудования отсутствие короткого замыкания герметичность и т.д.
Система пожарной связи и оповещение: сюда входят пожарная сигнализация которая обнаруживает начальную стадию пожара передает извещение о месте и времени его возникновения и при необходимости включает автоматические водяные системы пожаротушения.
Выбор средств пожаротушения. В помещении электрокотельной применяются:
-Ручные углекислотные огнетушители ОУ-2 ОУ-5 ОУ-8-10 шт.
-Пенные химические воздушно-пенные и жидкостные-6кроме того ящики с песком вместимостью 05.1.3 м3 и лопата 3 шт.
Войлок кошма или асбест- 12 шт.
Устанавливаются пожарные краны оборудованные рукавами и стволами пожарные щиты. По пожарной опасности помещения электрокотельной относятся к классу В(НПБ-105-95 “Нормы противопожарной безопасности) т.е. имеется в наличие моторные масла и прочие жидкости с температурой вспышки паров выше 61 С а также ряд других веществ способных гореть при соединении с кислородом воздуха.
При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Вероятность поражения молнией какого-либо сооружения не оборудованного молниезащитой оценивают формулой:
где n - ожидаемое число поражений молнией 1год;
nC- среднее число поражений молнией на единице земной поверхности за год в данном районе 1(). Для Иркутской области продолжительность грозовой деятельности составляет 20 часов тогда где аb и h - соответственно длина ширина и высота рассчитываемого здания. В нашем случае а=70 м b=25 м. h=7м
Тогда ожидаемое число поражений здания молнией в год составит:
Молнии характеризуются большим разрушающим действием объясняемым большими амплитудой крутизной нарастания и интегралом тока. С вероятностью 5 % амплитудное значение тока молнии превышает 200 кА поэтому несмотря на небольшую вероятность попадания молнии необходимо надёжно защитить проектируемую установку. Согласно [7] рассчитаем зону молниезащиты одиночного стержневого молниеотвода. Она представляет собой конус с высотой: где H=45 м - высота молниеотвода. м
И радиусом на уровне земли:м
Расстояние от центра молниеотвода до самой отдалённой от неё точки здания по генеральному плану составляет 43 метра. Таким образом здание электрокотельной надёжно защищёно от попаданий молний. Зону молниезащиты покажем на генеральном плане электрокотельной.
В данном дипломном проекте рассмотрено электроснабжение электрокотельной (пос. Светлый) а также расчет Главной понизительной подстанции 2206 кВ от которой и осуществляется питание предприятия.
Проектирование начато с определения силовой нагрузки и выбора схемы электроснабжения. Произведен выбор трансформаторов ГПП и приведено технико–экономическое обоснование выбора. Рассчитаны токи КЗ на напряжение 220 кВ и 6 кВ. Осуществлено проектирование ГПП - 220 в частности выбор комплектных распределительных устройств выключателей трансформаторов тока и напряжения разрядников и разъединителей.
Для обеспечения надежности и безопасности а т.е. требуемого режима работы системы электроснабжения применены средства автоматики и релейной защиты.
В организационно–экономической части определена численность электромонтажных рабочих произведен расчет срока окупаемости капитальных вложений а также определена стоимость потреблённой электроэнергии.
В разделе по охране труда и окружающей среды рассмотрены организационные и технические меры по обеспечению пожаробезопасности произведен расчет заземления ГПП.
Каталог электро-осветительной арматуры. Часть 1. М. 1993
Кноринг Г.М. Справочная книга для проектирования электроосвещения. -Л.:Энергия 1976
СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.
Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. М.:Высшая школа 2000.
Кукин П.П. Лапин В.Л. Безопасность жизнедеятельности. М. 2001г
Правила устройств электроустановок. – 6-е изд. С.-Петербург: Госэнергонадзор.2001г.
СанПин 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.
СН 2.2.42.1.8.562-96 Шум на рабочих местах в помещениях желых общественных зданий и на территории жилой застройки.
СН 2.2.42.1.8.566-96. Производственная вибрация вибрация в желых и общественных зданиях.
НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной опасности.
РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений 1989г.
СНиП 2.04.05-91. Отопление вентиляция и кондиционирование. 1991г
ГОСТ 12.1.038-82. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.
Межотраслевые правила по охране труда. М. 2001г.
Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М. 1984г.
Рихстейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок.
М.: Энергоатомиздат 1991.
Фёдоров А.А. и Сербинский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. М. Энергоатомиздат. 1981.
Неклепаев Б.Н.Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанцийю-М.:Энергоатомиздат1989
Блок В.М. Обушев Г.К. и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. М.Высшая Школа. 1990.
Синягин Н.Н. Афанасьев Н.А. Новиков С.А. Система ППР оборудования и сетей промышленной энергетики. 1984г.
Барановский Экономика промышленности. 3 тома. 1998г.
Прейскурант на электротехническое оборудование и аппаратуру.
Ефимова И.С. Методические указания по экономико-организационной части дипломных проектов. 2002г.
Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.Энергоатомиздат 1990.
Беркович М.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты. 1971г.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 1991г.
Авербух А.М. Релейная защита. 1975г.
Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. М.:Энергия. 1978.
Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению. В двух томах. М.: Энергоатомиздат. 1986.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.:Энергоатомиздат 1980.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. 1987г.
Соскин Э.А. Киреева Э.А. Автоматизация управления промышленным энергоснабжением 1990г.
Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. 1970г.
Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. 1985г.
Чиликин М.Г. Сандлер А.С. Общий курс электропривода. 1981г.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. 1989г.
Фёдоров А.А. Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования промышленных предприятий. 1986г.
Князевский Б.А. Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация электрооборудования промышленных электроустановок. 1984г.
Копылов И.П. Клоков Б.К. Справочник по электрическим машинам (12 том.)1989г.

ВВЕДЕНИЕ.doc

Актуальность проведения энергосбережения в системах энергообеспечения зданий и комплексов трудно переоценить. На теплоснабжение зданий в настоящее время затрачивается примерно 45% всех энергетических ресурсов расходуемых в стране. Это в 23 раза больше чем идет топлива на производство электроэнергии. В холодные зимы эта цифра вырастает еще на 30-50 млн т.у.т. Годовое производство теплоэнергии в стране оценивается величиной 2400-2460 млн Гкал.
От состояния теплового хозяйства возможности проведения масштабной энергосберегающей политики в определяющей мере зависит стратегия развития энергетического комплекса России в целом.
Свыше 40-45% затрат тепловой энергии направлялось на отопление и горячее водоснабжение непроизводственной сферы. При этом дефицит тепловой мощности составляет около 20% потребности. Запуск размороженных отопительных систем после аварии приводит к перерасходу энергии на порядок по сравнению с нормальной мощностью. Расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение составляет около 75% всей энергии потребляемой в домохозяйствах. Низкие цены на электро- и теплоэнергию в течение длительного времени стимулировали сооружение энергорасточительных жилых промышленных общественных зданий. Оценим ориентировочно энергопотребности обычной семьи. Приготовление пищи холодильник телевизор фен с утюгом музыка со светом -два - три кВт.час в сутки. Все это вместе примерно один килограмм условного топлива. Большинству квартир в нашем жилом фонде холодной зимой в сутки для этого требуется 40-50 кВт.ч или 130-150 МДж. А вот как это тепло в квартиру доставить - возможны различные схемы. Если отопительная котельная рядом то для этого потребуется 5-6 кг условного топлива плюс потери в сетях. Если отапливать квартиру духовкой или газовой плитой - раза в два больше поскольку тепло будет использоваться менее эффективно. Электроотопление с помощью обогревателей потребует для этого сжечь как минимум в три раза больше за 15 кг условного топлива. Это и есть цена отключений цена заблуждений и спекуляций вокруг энергообъектов. За каждые три киловатт-часа которые мы тратим дома в самом лучшем случае сжигается минимум один килограмм условного топлива примерно 10 кубометров кислорода а в атмосферу взамен этого энергетики выбрасывают столько же углекислого газа. И по мелочам - окислы азота серы - от мазута зола - от угля И это все -для обеспечения нашего комфорта это социально-экологическая цена энергии. Энергетики рассматривая теплофикационные системы не задавались задачей анализировать совокупную эффективность распределения теплоты непосредственно внутри здания а специалисты по отоплению не ставили задачи оптимизации параметров теплоэнергетического оборудования зданий в течение всего отопительного периода. С эксергетической точки зрения система отопления зданий вообще является «образцом» энергетической расточительности - сжигать высококалорийное топливо с температурой за 2000 оС чтобы в конечном счете повысить температуру в зданиях на 15-20 оС при этом эксергетический КПД всего комплекса не достигает и 1%.
Энергосбережение является в настоящее время одним из основных направлений технологической политики во всех промышленно развитых странах. Основные причины этого – ограниченность энергетических ресурсов и возрастание сложности их добычи следствием чего является рост цен на все их виды. Поэтому снижение потерь энергии является актуальной задачей для любой отрасли. Если принять во внимание что при производстве горных работ в АК "АЛРОСА" доля затрат связанных с энергосбережением составляет 30-50% то можно сделать вывод что реализация организационных и технических мероприятий по энергосбережению может привести к заметной экономии топливно-энергетических ресурсов.
Одним из основных направлений в области энергосбережения связано со специфическими условиями Западного региона и Западных электрических сетей (ЗЭС) с протяженностью электрических сетей свыше тысячи километров. Отметим что ЗЭС не имеют электрической связи с другими энергосистемами работают в автономном режиме практически не располагая резервными электростанциями а линии электрических передач (ЛЭП) имеют большую протяженность ограниченную пропускную способность и фактически работают без резерва. Техническое состояние основного оборудования электростанций и ЛЭП находится на низком уровне надежности с штаты электростанций и ремонтных бригад не полностью укомплектованы обслуживающим персоналом. В настоящее время расход электроэнергии по региону стабилизировался на уровне 3 млрд. кВт час в год из которого потребление промышленными предприятиями АК "АЛРОСА" составляет около 70%. Значительная доля потребляемой в регионе электроэнергии приходится на отопление. Так почти 50% электроэнергии используется для теплоснабжения города Удачного поселков Айхала и Чернышевского. В последнее время Вилюйская ГЭС превосходит проектную производительность благодаря повышенным притокам в водохранилище но весьма вероятно их снижение в перспективе. Имеются маломощные резервные электростанции и отдельные горные предприятия которые питаются от автономных тепловых электростанций.
Анализ потребности в электроэнергии компании показывает что потребление должно возрастать на 5-10% в год за счет ввода и освоения новых предприятий АК "АЛРОСА" (освоение проектной производительности горно-обогатительного комплекса в Айхале рудника "Интернациональный" строительство рудников на трубке "Мир" в Айхале и Удачном ввод в действие нефтеперерабатывающих заводов и т.д.). Возможности энергосистемы определяются необходимостью: ввода в строй третей очереди Вилюйской ГЭС в 2003 г.; повышения эффективности резервных и автономных электростанций; повышение надежности и пропускной способности ЛЭП за счет модернизации существующих и ввода новых ЛЭП на металлических опорах; снижение потребления электроэнергии при переводе отопительного оборудования на газовое топливо. Многое зависит от организационных мероприятий экологической обстановки в регионе самих энергетиков (надежность и качество электроснабжения) и потребителей (компенсация реактивной мощности экономия электроэнергии соблюдение лимитов и графиков).

Сивцев Отзыв.doc

ГОУ СПО «МИРНИНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ТЕХНИКУМ»
Дипломный проект состоит из пояснительной записки на страницах и графической части выполненной на 4 листах.
В данном дипломном проекте рассмотрено электрокотельная (пос. Светлый) а также Главной понизительной подстанции 2206 кВ от которой и осуществляется питание предприятия.
Проектирование начато с определения силовой нагрузки и выбора схемы электроснабжения. Произведен выбор трансформаторов ГПП и приведено технико–экономическое обоснование выбора. Рассчитаны токи КЗ на напряжение 220 кВ и 6 кВ. Осуществлено проектирование ГПП - 220 в частности выбор комплектных распределительных устройств выключателей трансформаторов тока и напряжения разрядников и разъединителей.
Для обеспечения надежности и безопасности а т.е. требуемого режима работы системы электроснабжения применены средства автоматики и релейной защиты.
В организационно–экономической части определена численность электромонтажных рабочих произведен расчет срока окупаемости капитальных вложений а также определена стоимость потреблённой электроэнергии.
В разделе по охране труда и окружающей среды рассмотрены организационные и технические меры по обеспечению пожаробезопасности произведен расчет заземления ГПП.
__ В ходе работы над проектом автор проявил максимум самостоятельности при решении всех технических вопросов. Умело использовал справочные материалы и другие литературные источники. Работа над проектом проходила строго по графику без осложнений. В процессе работы над проектом студент использовал ПК с современным программным обеспечением.
Содержание и объем проекта соответствуют предъявляемым требованиям. Проект выполнен в соответствии с заданием на дипломное проектирование тема проекта актуальна отвечает современным требованиям. Задание на дипломный проект выполнено в полном объеме. Все решения по силовому электротехническому оборудованию и электрическим сетям подтверждены необходимыми расчетами и полностью отражены в записке и на листах графической части.
Место работы _АК «АЛРОСА» Нюрбинский ГОК Энергетик ОФ № 15

Приложение А.doc

Уст.мощ-ть приведённая
Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену
Двигаталь хода балки
Двигаталь хода тележки
Двигаталь подъема спуска
Общ. нагрузка 04 кВ.
Приложение А. Таблица 2- Расчет нагрузок

Сивцев задание.doc

ГОУ СПО «МИРНИНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ТЕХНИКУМ»
Зам. директора по УР
Предметной комиссией
Председатель комиссии
ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ
В пояснительной записке
_2.11. Расчёт тока трёхфазного короткого замыкания в сетях напряжением
3. Расчёт численности ремонтного - эксплуатационного персонала_
Лист № 2. _ Принципиальная схема электроснабжения эл.котельной ОРУ
Лист № 3. _ Принципиальная схема электроснабжения эл.котельной ЗРУ
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УКАЗАНИЯ
надлежит собрать следующие материалы:
) Технические данные установленного электротехнического оборудования эл.котельной
) Инструкции при работе с электрооборудованием электрокотельной
) Планы и схемы систем электроснабжения и управления электрооборудованием электрокотельной
1. Б. И. Кудрин Электроснабжение промышленных предприятий Москва Энергоатомиздат 1995;
2. Правила устройства электроустановок Госэнергонадзор 2001;
3. Справочная книга по светотехнике под. ред. Айзенберга Ю.А. М. «Энергоатомиздат» 1995;
4. В. А. Веникова В. А. Строева Электрические системы электрические сети Москва «Высшая школа» 1998;
5.Федоров В. И. Старкова А. В. Курсовое и дипломное проектирование электроснабжения промышленных предприятий М. «Энергия» 1984;
6.Федоров В. И. Релейная защита М. «Энергия» 1984;
Срок окончания дипломного проекта от «_01_»_06_2010 г.
Примечание: а) пояснительная записка должна быть написана чётким почерком
б) графические работы как правило выполняются в карандаше.
Дипломное задание составил Золоцкий С.В. (подпись)
Дата выдачи дипломного задания « 23 » 03. 2010 г. (подпись)
Руководитель дипломного проектирования Золоцкий С.В. (подпись)

Графика Сивцева.dwg

ПК 4-9 производства карбида
ГПП - Главная понизительная
нагрузок электрокотельной.
- Центр электрических
- Электрическая нагрузка цеха:
Условные обозначения:
картограммой нагрузок
ГОУ СПО "МИТ" гр. ЭСС - 0711
ДП.140206.01.10.23.ГЧ
Слесарная мастерская
Электроснабжение электрокательной пос. Светлый
Принципиальная схема
эл.кательной ОРУ-220кВ
электрокательной ЗРУ-6кВ
Цепи напряжения 100 B
Цепи управления выключателем
Тр-ры тока ТЛК-10 505
Тр-р тока земляной защ. ТЗЛ-10
Автоматический выключатель
Блок-контакты выключателя
Блок-контакты от "прыгания
Указательное реле РУ-21
Промежуточное реле РП-23
Реле мин. напряжения РН-54160
Электромагнит включения
Электромагнит отключения
Счетчик активной эн. СА3-И674
Блок-контакт контактора
Выключатель ВМПЭ-1020-630