Системы электроснабжения завода по производству картонной тары

чистовик4.doc

10 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия
1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции
Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи системы связи телемеханики система охлаждения трансформаторов аварийное освещение система пожаротушения освещение подстанции обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.
Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:
Принимаем к установке ТСЗ-4010 который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители так как .
Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-32-20 УЗ.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции выключателей трансформаторов тока напряжения
Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным из шкафов серии КВЭ-10-20 УЗ (IНОМ=630 А). Выбор выключателей установленных на вводе в комплектные распределительные устройства представлен в таблице 17 [Л4].
ТАБЛИЦА 17Проверка выключателей 10 кВ.
I2терм.tтерм=1200 кА2с
В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 19 [Л4]. Перечень необходимых приборов установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции приведен на рисунке 10 [Л6].
ТАБЛИЦА 18 Нагрузка трансформаторов тока
I2терм.tтерм=297675 кА2с
Рисунок 6. Схема вторичных токовых цепей трансформаторов тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов (табл. 20 [Л6]). Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл.19).
ТАБЛИЦА 19 Нагрузка трансформаторов тока
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов:
где Ом.– номинальная нагрузка трансформаторов тока;
Ом.- переходное сопротивление контактов.
Сечение соединительных проводов:
где так как обмотки трансформатора соединены в неполную звезду.
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 поэтому принимаем контрольный кабель с жилами 4 .
Схема включения приборов выбранных на секционных выключателях распределительных устройств 10 кВ. главной понизительной подстанции представлена на рисунке 6.
Рисунок 7. Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ.
Амперметр типа Э-335 с нагрузкой 05 .
Устанавливаем контрольный кабель типа с жилами сечением по 4 .
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ.06-10У3 с паспортными данными: UНОМ=10 кВ. S2НОМ=450 работающим в классе точности 1 . К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [Л6]. Подсчет вторичной нагрузки приведен таблице 20.
ТАБЛИЦА 20 Нагрузка трансформаторов напряжения
Выбираем три трансформатора напряжения ЗНОЛ.06-10У3 соединенных по три в две звезды. В классе точности 1 трансформатор будет выдавать:
т.е. выбранный трансформатор будет работать в заданном классе точности.
Для трансформаторов напряжения при соединении их с приборами используют контрольный кабель с медными жилами АКВГ S=4 мм2 - исходя из условия по механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.
3 Выбор токопровода соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ
В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-630-51 [Л4] каталожные данные которого =10 .
ТАБЛИЦА 21 Проверка токопровода
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ. схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
Результаты расчетов сведены в таблицу 22.
ТАБЛИЦА 22Выключатели 10 кВ.
Кабели напряжением 10 кВ. внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей от главной понизительной подстанции до трансформаторных подстанций. Имеем:
- время срабатывания релейной защиты трансформаторных подстанций;
- время срабатывания релейной защиты синхронных электродвигателей;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
ТАБЛИЦА 23.1 Проверка на термическую стойкость кабелей.
Увеличим сечения не прошедших кабелей результаты пересчета сведем в табл 23.2.
ТАБЛИЦА 23.2 Выбор кабелей
5Выбор коммутационной аппаратуры на
стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
На вводах цеховых трансформаторных подстанций устанавливаем выключатели нагрузки и предохранители. Результаты выбора сводим в таблицу 24. Выбор аппаратов производится по справочнику [Л1].
ТАБЛИЦА 24 Выключатели нагрузки и предохранители.
По величине тока короткого замыкания в точке К4 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 25 [Л2].
ТАБЛИЦА 25 Автоматические выключатели.
ВА5137 Iн=400 А Iотк=35 кА
ВА5139 Iн=630 А Iотк=35 кА
А2060 Iн=160 А Iотк= 16 кА
Для выбора коммутационной аппаратуры на стороне 04 кВ был произведен расчет токов к.з. на стороне 04 кВ в разделе 7. Так же в разделе 8.7. был выбран автоматический выключатель на вводе РПН.
Выбираем распределительные шинопроводы. В таблице 26 были рассчитаны нагрузки и рабочие токи на каждый шинопровод:
хААШв4х150( Iном=305 А)
хААШв4х120( Iном=270 А)
хААШв4х16(Iном=90 А)
Исходя из таблицы 25 выбираем шинопроводы серии ШРА4У3 с номинальными токами 250600 А. которые соединяются с ТП кабельными линиями 4хААШв4х120 (ШРА123) 1хААШв4х25(ШРА4).
Выбираем провода и плавки вставки предохранителей. Для этого определим величины рабочих токов двигателей по формуле:
где - коэффициент загрузки двигателя принимаем равным 08
- номинальная мощность двигателя (берется из таблицы 1)
- К.П.Д. принимаем равным 09
- номинальное напряжение
- коэффициент мощности двигателя (берется из таблиц 1)
Для защиты от токов превосходящих допустимые производим выбор плавких вставок по условию:
где Iпуск=a×Iр - пусковой ток двигателя
Кр – коэффициент учитывающий разброс характеристик плавкой вставки Кр=11-12
Кп – коэффициент учитывающий условия пуска. Для легкого пуска (время разгона не более 10 сек.) Кп=25
Сечение проводов выбираем по условию:
Провод проложен закрыто в трубе от ШРА до станка. Для соединения выбираем провода марки АПВ.
Все результаты расчетов и выбора оборудования сводим в таблицу 26
Наименование оборудования
Гофрировальн. агрегат кассетный
Подогревательный вал
Вал предварительной подготовки
-11. Автомат. бобинная стойка
Подогреватель среднего слоя
Машина дуплексн. склеивания
16 Гофрировальн. агрегат
Секция нагревания и охлаждения
Установка приводных валов
Просекательно-резат. аппарат
Резат. машина с цифр. контролем
Автоматический штабелевщик
Двигатель с изменяемой скорос.
-27. Загрузочный агрегат
29.Машина для флексопечати
-33. Рилевочно-резательный аппарат
-37. Агр. фальцевания и склеивания
Агрегат счета - выталкивания
40. Обвязочная машина
-44. Ротация вырубная машина
-50. Станок настольный верт.- сверл.
52. Станок радиально-сверлильный
-56. Станок вертикально-сверлильный
Станок токарно-винторезный
59. Станок верт.-фрезерный конс.
61. Станок гориз.-фрезерный конс.
-64. Станок точильно-шлифовальный
66. Агрегат пылеулавливающий
Компенсация реактивной мощности.
Рисунок 8. Схема для расчета КРМ
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТМН-63003510 мощностью по 63 МВА каждый. Распределительное устройство напряжением 10 кВ главной понизительной подстанции имеет две секции сборных шин. Расчет ведется для одной секциим. Потери реактивной мощности в одном трансформаторе . В таблице 27 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 7.
Сопротивление трансформатора:
ТАБЛИЦА 27 Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Трансформаторная пст
Сопротивление кабельной линии:
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 28.
где Д1 Д2 - параметры характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.
ТАБЛИЦА 28 Данные по синхронным двигателям
Примем что все синхронные двигатели имеют загрузку по активной мощности bСД=09 тогда они могут дополнительно генерировать определенную реактивную мощность сверх номинальной при номинальном напряжении питания и номинальном токе возбуждения. Это мощность – располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей.
Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется так:
где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной принимаем ; .
Для других двигателей результаты расчетов представлены в таблице 28.
Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной:
Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:
а) для низковольтных блоков конденсаторов 04 кВ.:
б) для высоковольтных блоков конденсаторов 10 кВ.:
в) для синхронных двигателей:
где: - коэффициент отчислений;
- удельные мощности батарей конденсаторов;
- удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.
Определим эквивалентные активные сопротивления двигателей:
Таблица 28 Результаты расчета по синхронным двигателям
Для определения оптимальной реактивной мощности генерируемой низковольтными конденсаторными батареями находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.
Для ТП1 ТП2 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 12.1.
Рисунок 9.1 Схема замещения линий ТП9 и ТП10.
Для ТП3ТП4 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.2.
Рисунок 9.2 Схема замещения линий ТП3 и ТП4.
Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу29.
Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей подключенных к шинам трансформаторных подстанций определим в предположении что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи. ( Примем коэффициент Логранжа ).
Результаты расчетов сносим в таблицу 29.
ТАБЛИЦА 29 Компенсирующие устройства
Определим оптимальные значения реактивных мощностей высоковольтных конденсаторных батарей подключенных к сборным шинам ГПП 10 кВ.
Принимаем экономически целесообразную реактивную мощность которое предприятие потребляет от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок предприятия приходящуюся на одну секцию сборных шин ГПП:
Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ. главной понизительной подстанции проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.
Значения Qp и Qг и отличаются на величину разницы между стандартной и расчетной мощностью высоковольтных компенсирующих устройств. Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

чистовик3.doc

8 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий.
1 Выбор величины напряжения
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”так как отсутствует нагрузка 6 кВ. принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схемы распределения электроэнергии применяем одноступенчатые магистральные при последовательном линейном расположении подстанций для группы технологически связанных цехов и радиальные при нагрузках располагаемых в разных направлениях от источника питания. Схема сетей внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 4.
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величены электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААШв так как отсутствуют блуждающие токи в грунте предприятия. В местах пересечения с дорогой кабели прокладываем в блоках.
4 Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 15.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей ;
- поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель ;
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где - коэффициент перегрузки .
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где - расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля .
Таблица 15 Расчет кабельных линий
Расчет токов короткого замыкания
Мощность короткого замыкания в месте присоединения питающей главную понизительную подстанцию линии значительно больше мощности потребляемой предприятием поэтому допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы во времени принять:
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная схема на которой источники питания токов короткого замыкания. Схема замещения приведена на рисунке 5.
X5= Хкл2=0063 X6=Xкл2=0054
Рисунок 5. Схема замещения сети.
При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Этот режим когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ. то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.
Определим токи короткого замыкания в точках К1 и К2:
принимаем: SБ=1000 UБ=37 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление линий:
Ток короткого замыкания в точке К1:
Ударный ток короткого замыкания:
Ток короткого замыкания в точке К2:
Ударный ток короткого замыкания в точке К2:
Расчет токов короткого замыкания в точке К3:
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
Определяем индуктивное сопротивление кабельной линии питающих СД:
Сопротивление самих СД:
Базисный ток в точке К3:
Используем для расчета тока короткого замыкания метод типовых кривых. Для нахождения сверхпереходного тока во все синхронные двигатели вводим:
Ударный ток в точке К3:
Ток короткого замыкания в точке К4 (ТП6):
Сопротивления трансформатора (ТМЗ 1000) выберем из 4.11 (Л1):
Сопротивление контактов выключателя (Iном=630 А) выберем из 4.13 (Л1):
Сопротивления первичной обмотки трансформатора тока выберем из 4.13 (Л1):
Сопротивление линии:
Ток КЗ в точке 4 равен:
Ударный ток в точке К4:
Все результаты расчетов приведены в таблице 16.
ТАБЛИЦА 16 Мощность и токи коротких замыканий

чистовик1.doc

Технический паспорт дипломного проекта
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ.: ;
Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ.: .
-синхронные двигатели 4х630 кВА;
Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:
Потребители 2 категории:
Корпус по производству гофрокартона и тары.
корпус по производству полипропиленовых мешков.
Склад сырья и готовой продукции.
Потребители 3 категории:
Административно-бытовой корпус.
Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: ;
Коэффициент реактивной мощности:
Заданной энергосистемой ;
Напряжение внешнего электроснабжения: 35 кВ.;
Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: 600 МВА тип и сечение питающих линий ВЛ-35: АС-508;
Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 25 км.;
Количество тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2хТМН-63003510;
Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.;
Типы принятых ячеек распределительных устройств в главной понизительной подстанции: КВЭ-10
На территории предприятия устанавливаются трансформаторные подстанции с трансформаторами типа: ТМЗ мощностью 400 630 800 1000
Тип и сечение кабельных линий и токопроводов: ААШв 16355070 95 185.
Необходимо выполнить дипломный проект системы электроснабжения завода по производству картонной тары в объеме указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго). Генеральный план предприятия представлен на рисунке 1. Сведения об установленной мощности электроприемников как отдельного цеха так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.
Расстояние от предприятия до энергосистемы 2.5 и 13 км.;
Уровень напряжения на шинах главных понизительных подстанций: 35 кВ.;
Мощности короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы: для ГПП 1 U1 – 600 МВА; для U2-230 МВА.;
Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:
Основная ставка 133.39 руб.кВт ч;
Дополнительная 0746 руб.кВт;
Наибольшая температура:
Окружающей среды 226 С;
Коррозионная активность грунта предприятия средняя;
Отсутствуют блуждающие токи в грунте предприятия;
Колебания и растягивающие усилия в грунте предприятия отсутствуют.
В настоящее время правительством России принята Концепция новой энергетической политики где энергоснабжение и внедрение энергосберегающих технологий и мероприятий объявлено главным направлением энергообеспечения экономики. Внедрение энергосберегающих технологий рассмотрено в разделе спец- вопроса.
Система электроснабжения промышленного предприятия должна отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Обладать минимальными затратами при обеспечении всех заданных технических характеристик. Обеспечивать требуемую надежность. Быть удобной в эксплуатации и безопасной в обслуживании а также обеспечивать надлежащее качество электрической энергии.
Все перечисленные требования были учтены и применены при построении системы электроснабжения ГПП Снежинского завода картонной тары
Краткая характеристика объекта электроснабжения
Главная понизительная подстанция запроектирована для электроснабжения группы цехов завода.
Напряжение внешнего электроснабжения 35 кВ напряжение внутреннего электроснабжения 10 кВ.
Основными потребителями на стороне 10 кВ являются синхронные электродвигатели СТД-10 (котельная насосная станция) и ТП.
Питание данных потребителей осуществляется от двух шин РУ-10 кВ. В рапрределительном устройстве установлены ячейки КРУ типа КВЭ-10 с выключателями ВВПЭ-10.
На шины 10 кВ питание подается от двух трансформаторов типа ТМН-63003510. Силовые трансформаторы в свою очередь присоединены к шинам ОРУ-35 кВ через выключатели ВГБЭ–35-125630 УХЛ1.
Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения промышленных предприятий рекомендуется проводить по методу тяжпромэлектропроекта. Этот метод заложен в основу “Руководящих указаний по расчету электрических нагрузок“ (РТН.36.18.32.4-92).
Согласно этому методу расчетная активная нагрузка группы трехфазных электроприемников находятся по средней нагрузке к расчетному коэффициенту по активной мощности.
где - расчетный коэффициент по активной мощности;
- коэффициент использования по активной мощности;
- номинальная активная мощность i-го электроприемника кВт.
Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:
где - расчетный коэффициент по реактивной мощности;
- коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.
Согласно руководящих указаний с точки зрения расчета электрических нагрузок в системах электроснабжения различают 6 уровней:
уровень: силовой кабель питающий отдельный электроприемники от распределительных щитов (шинопровод);
уровень: силовой кабель питающий распределительный щит от магистрального шинопровода;
уровень: магистральные шинопроводы и шины 04 кВ. цеховых трансформаторных подстанций;
уровень: сети питающие промежуточные высоковольтные распределительные устройства;
уровень: шины главной понизительной подстанции;
уровень: сети питающие главную понизительную подстанцию.
В зависимости от уровня РР QР определяются по разному:
где - коэффициент загрузки.
где - расчетный коэффициент реактивной мощности группы электроприемников определяющиеся по формуле:
- эффективное число электроприемников.
Равенства и в силу того что на 3 уровне большое количество электроприемников и график активной мощности становится относительно равномерным то есть по форме приближается к графику реактивной мощности.
где - коэффициент одновременности максимумов нагрузок;
- число узлов 3 уровня по которым производится оценка расчетных нагрузок и которые питаются от распределительных пунктов;
- число высоковольтных электроприемников питающихся непосредственно от рассматриваемого узла 4 уровня;
- число трансформаторов подключенных к рассматриваемому узлу 4 уровня.
где - число узлов 3 уровня питающихся от распределительного пункта;
-число высоковольтных электроприемников подключенных непосредственно от распределительного узла 5 уровня;
-число высоковольтных распределительных узлов (промежуточных) которые непосредственно питаются от сборных шин 6-20 кВ. главной понизительной подстанции;
-число трансформаторов подключенных непосредственно к узлу 5 уровня.
где - экономически обоснованная величина реактивной мощности которая может энергосистема передать предприятию в часы прохождения максимума активной нагрузки;
- задается энергосистемой.
Полная расчетная нагрузка группы 3-х фазных электроприемников определяется из выражения:
Определение расчетной нагрузки для однофазных электроприемников в дипломном проекте не производится так как эти электроприемники включенные на фазные и линейные напряжения распределены по фазам с неравномерностью не более 15% по отношению к общей мощности 3-х фазных электроприемников в группе и учитываются как 3-х фазные с суммарной мощностью равной однофазной мощности электроприемников.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса.
где - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
- удельная осветительная нагрузка на 1 м производственной поверхности пола цеха;
- поверхность пола цеха .
Данные о как отдельных электроприемников так и для характерных групп электроприемников по отраслям промышленности приводится в справочнике (Л4. Таблица 2.1.). Расчетные кривые и таблицы для определения приводится в таблице 1 РТM 36.18.32.4-92.
2 Определение приведенного числа электроприемников
При расчетах электрических нагрузок пользуются следующими выражениями для определения эффективного числа электроприемников.
где - максимальная номинальная мощность электроприемника в группе (цехе).
Под понимается такое число одинаковых по режиму работы электроприемников и одинаковой мощности которая обуславливает то же значение расчетного максимума что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников.
3 Расчет электрических нагрузок цеха по производству гофрокартона
Рассмотрим расчет электрических нагрузок по цеху на цеха по производству гофрокартона. Для расчета электрических нагрузок на различных ступенях СЭС цеха используется таблица 1. Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или группы электроприемников определяется по формуле:
Среднее значение коэффициента использования:
Расчетная активная и реактивная нагрузка для 2 уровня определяется из формул (1) и (2) с учетом условия для .
Вычисляется средние для цеха значения коэффициентов а также полная расчетная мощность и расчетный ток цеха. Расчетные значения и по цеху определяется из формул (6) и (7). и используем в дальнейшем для выбора силовых понижающих трансформаторов устанавливаемых в цехе а так же коммутационной аппаратуры и питающих линий.
Таблица 1 Электрические нагрузки цеха №1
Наименование узлов СЭС
Линия по производ. гофрокартона
Гофрировальн. агрегат
Гофрировальн. агрегат кассетный
Подогревательный вал
Вал предварительной подготовки
Автомат. бобинная стойка
Подогреватель среднего слоя
Машина дуплексн. склеивания
Секция нагревания и охлаждения
Установка приводных валов
Просекательно-резат. аппарат
Резат. машина с цифр. контролем
Автоматический штабелевщик
Двигатель с изменяемой скорос.
Линия по производству гофротары
Машина для флексопечати
Рилевочно-резательный аппарат
Агр. фальцевания и склеивания
Агрегат счета - выталкивания
Ротация вырубная машина
Участок ремонтно-механический
Станок настольный верт.- сверл.
Станок радиально-сверлильный
Станок вертикально-сверлильный
Станок токарно-винторезный
Станок верт.-фрезерный конс.
Станок гориз.-фрезерный конс.
Станок точильно-шлифовальный
Агрегат пылеулавливающий
4 Расчет электрических нагрузок по предприятию.
Расчет производится по укрупненным показателям так как заданны суммарные установленные мощности электроприемников по цехам но неизвестен их состав. Расчеты сведены в таблицу 2.
Таблица 2Расчет электрических нагрузок по предприятию
Наим. цех. и узл. СЭС
Корпус по пр. гофрокартона и тары
Корпус по пр. полипроп. мешков
Склад сырья и гот продукции
Административно-бытовой корпус
Высоковольтная нагрузка
5Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия.
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ электроприемники с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяется:
где - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников до 1 кВ. электроприемников свыше 1 кВ. электрического освещения кВт;
=Pрminp*5^2-масштаб площадей картограммы нагрузок .
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия координаты которого находятся по выражениям:
где - координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Результаты расчетов по предприятию сведены в таблицу 3.
Место положения главной понизительной подстанции выбрано с координатами Х0 У0 исходя из следующих условий:
-центра электрических нагрузок;
-площади необходимой для размещения главной понизительной подстанции;
Таблица 3 Расчет картограммы электрических нагрузок
Рисунок 1. Картограмма нагрузок
-наличия коридоров для прокладки воздушных и кабельных линии с учетом охранной зоны.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависят: от величины нагрузки трансформаторной подстанции их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и так далее. При одной и тоже равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.
Существует связь между экономически целесообразной площадью отдельного трансформатора цеховой трансформаторной подстанции и плотностью () электрической нагрузки цеха полученной на основе технико-экономических расчетов.
где - расчетная электрическая нагрузка цеха;
Мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха а так же ее категории числа типоразмеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.
Количество трансформаторов всех подстанций цеха определяем по формуле:
где - расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей кВт;
- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;
- выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций .
Принимается ближайшее целое число трансформаторов.
Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. Одно-трансформаторные подстанции принимают для питания потребителей 3 и иногда 2 категории. Двух трансформаторные подстанции используются для питания потребителей 1 и 2 категорий. Наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сеть с напряжением 04 кВ.
где - число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-номинальная мощность трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;
-допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.
Величина является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.
где - расчетная реактивная нагрузка трансформаторной подстанции .
При трансформаторы подстанции не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна:
Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяется так:
Трансформаторные подстанции использую внутрицеховые встроенные. Располагаю их как можно ближе к центру электрических нагрузок так как это наиболее экономично с точки зрения расхода проводникового материала. Для данного предприятия применяю трансформаторы типа ТМЗ мощностью 400 630 8001000. Выбор типа зависит от условий установки охлаждения состояния окружающей среды и т.д. Экономически выгодным так же является объединение нагрузок и установка трансформаторных подстанций не в каждом цехе. Питание цехов может осуществляться от соседней трансформаторной подстанции установив лишь низковольтные распределительные пункты. Данное решение зависит от величины нагрузки расстояния до соседней трансформаторной подстанции стоимости электроэнергии и т.д. Установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна если выполняется соотношение:
где - полная расчетная нагрузка цеха кВА;
-расстояние от низковольтного распределительного пункта до соседней трансформаторной подстанции м.
Результаты расчетов по выбору трансформаторов сведены в таблицу 4. Местоположение цеховых трансформаторных подстанций указаны на генеральном плане предприятия рисунок 1.
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определятся по формулам:
где - число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции;
- паспортные данные трансформаторов.
Таблица 4 Выбор цеховых ТП
Наименование цехов и подразд.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения на них расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину рационального напряжения которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:
где - длина питающей линии главной понизительной подстанции км;
-расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения кВт.
Расчетная активная нагрузка предприятия:
где - расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия кВт;
- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций кВт;
-расчетная активная нагрузка освещения цехов и территории кВт;
КОМ=09 – коэффициент одновременности максимумов при средневзвешанном значении Киа:
Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 кВ на расстоянии 25 км Sкз=600 МВА и 35 кВ на расстоянии 13 км с Sкз=230 МВА .
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора трансформаторов главной понизительной подстанции:
где - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения главной понизительной подстанции потребляемая предприятием от энергосистемы ();
- потери реактивной мощности в трансформаторах главной понизительной подстанции квар.
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.
Cравнение вариантов целесообразного напряжения. ТАБЛИЦА 5
Мощность трансформаторов главной понизительной подстанции выбирается исходя из соотношения:
На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы равен 0503.
Схема внешнего электроснабжения представлена на рисунке 2.
ЭНЕРГОСИСТЕМА 35 кВ
Рисунок 2. Схема внешнего электроснабжения
Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия
Потери мощности в силовых трансформаторах:
Потери электрической энергии в трансформаторах:
где - Тг=8760 часов – годовое число часов работы предприятия;
Тм – годовое число часов использования 30 минутного максимума активной нагрузки Тм=3850 часов (Л1. Таблица 2.3).
Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток 1 цепи линии:
Ток в послеаварийном режиме:
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока :
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-508 r0=0592 омкм х0=0438 омкм.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме: А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию.
Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведена на рисунке 3.
SС=600 МВ А SБ=1000 МВ А UБ=37 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии:
Рисунок 3: Исходная схема замещения для расчета токов короткого замыкания.
Определим ток короткого замыкания в точке К1 .
Периодическая составляющая постоянна в течении всего процесса замыкания:
Ударный ток короткого замыкания:
где =172- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)
Апериодическая составляющая:
Определим ток короткого замыкания в точке К2:
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе в главную понизительную подстанцию.
где - время срабатывания защиты;
-собственное время отключения (с приводом) выключателя.
Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ –35125630 УХЛ1
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 6.
ТАБЛИЦА 6Аппаратура 35 кВ.
ВГБЭ -35630-125 УХЛ1
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем .
Определим ток короткого замыкания в точке К1:
Устанавливаем выключатель типа БГБЭ125630 УХЛ1.
Расчетное время отключения:
Результаты выбора аппаратов сведены в таблицу 7.
ТАБЛИЦА 7Аппаратура 35 кВ
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы воздушные линии вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: =0193 – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен=012 отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по ;
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для вариантов 35110 кВ сведены в таблицы 89.
ТАБЛИЦА 8Экономические показатели варианта 1
Наименование оборуд.
ТАБЛИЦА 9 Экономические показатели варианта 2
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где - удельная стоимость потерь электроэнергии;
-основная ставка тарифа;
-стоимость 1 электроэнергии;
- поправочный коэффициент для 35 кВ.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 10.
ТАБЛИЦА 10Сравнение экономических показателей.
В результате расчетов принимаем вариант 1.

чистовик2.doc

7 Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения предприятия.
Проведем технико-экономическое сравнение вариантов схем питания насосной станции.
Для сравнения выберем два варианта: первый - собственное ТП(расстояние от ТП до ГПП 40 м.) второй - низковольтный распределительный пункт(расстояние до ТП5 100 м.)
При сравнении вариантов учитываются: кабельные линии трансформаторы цеховой подстанции стоимость РПН.
Выбираем трансформатор для установки на ТП:
Выбираю ТМЗ-160 Рхх=07 кВт Ркз=27 кВт Uk= 5.5% Ixx=4% Кзн=084 Кзп=14
Другие параметры приведены в таблице 11
Потери в трансформаторах:
Произведем выбор кабеля:
С учетом категорийности =15522=776 А
Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле:
где - коэффициент перегрузки
- коэффициент параллельности
- температурный коэффициент
Выбираем кабель: ААШВ 3х16 Iдоп=46 А
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
где: =0193 – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений это сумма нормативного коэффициента Ен=012 отчислений на амортизацию обслуживания текущий ремонт. отчисления на амортизацию обслуживание текущий ремонт принимаются по ;
- сумма капитальных затрат
-стоимость годовых потерь электроэнергии.
Результаты расчетов экономических показателей для варианта 1 сведены в таблицу 12.
ТАБЛИЦА 12 Экономические показатели варианта 1.
Наименование оборудования
Выбираем кабель: ААШВ 4х70 Iдоп=200 А
Результаты расчетов экономических показателей для варианта 2 сведены в таблицу 13.
ТАБЛИЦА 13 Экономические показатели варианта 2.
РПН (ПР 11-3094-21 У3)
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
где - удельная стоимость потерь электроэнергии;
-основная ставка тарифа;
-стоимость 1 электроэнергии;
- поправочный коэффициент для 10 кВ для 04 кВ.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 14.
ТАБЛИЦА 14 Сравнение экономических показателей.
Из результатов расчета видно что наиболее целесообразным вариантом схемы электроснабжения является вариант с низковольтным распределительным пунктом (вариант 2) т.к. экономические показатели данного варианта оптимальны.

Экономика.doc

1система целей энергетического хозяйства предприятия
1.1. Пострение древа целей.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения сверхзадача высшего уровня или миссия предприятия делится на проектные цели его подразделений и операционные цели его исполнителей. Дерево целей представлено на рис.1.
Поизводство щирокого спектра упаковочной продукции
к 2002 году увеличить объем производства морозильных камер в I квартал на 10%
1Цели маркетинговые:
-изучить спрос упаков.
-изучить рынок уп.прод.
-изучить конкурентную
2. ОБЪЕМЫ ПРОДУКЦИИ И УСЛУГ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Годовое потребление электроэнергии на предприятии включает в себя:
) Электроэнергию для нужд основного производства:
где Pc – средняя суммарная нагрузка предприятия за наиболее загруженную первую смену;
n=2 – количество смен;
Fн - номинальный фонд рабочего времени.
Wn=6604.2.2008=0.26.108 кВт.чгод.
) Электроэнергию для осветительных установок:
где Pm o – максимум нагрузки осветительных установок;
То= 4100 чгод – число часов использования максимума осветительной нагрузки.
Wo=200.4100=082.106 кВт.чгод.
) Потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения завода за год:
DW =025.106 кВт.чгод.
Тогда годовое потребление электроэнергии составляет:
Wг=Wn+Wo+DW=26+082+025=2707.106 кВт.чгод.
Любую организацию можно рассматривать как модель находящуюся в состоянии равновесия между движущими и сдерживающими силами реализации целей. Поле сил для конкретной организации характеризует организационную надежность развития. Для нашего случая схему поля сил покажем на рисунке 2.
2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПОВ ОРГАНИЗАЦИОННОЙ КУЛЬТУРЫ СТРУКТУРЫ И ПРАВОВОЙ ФОРМЫ ПРЕДПРИЯТИЯ И ЕГО ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА.
2.1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ КУЛЬТУРА.
Организационная культура – это совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чём думаем.
Для данного предприятия тип организационной культуры – культура роли. Для этого типа культуры характерна строгая специализация. Основным источником власти является сила положения а контроль осуществляется с помощью правил инструкций которые определяют полномочия и разделение работ.
Рассмотрим культуру роли:
- чёткое распределение обязанностей;
- зависит от рационального распределения обязанностей;
- строгая специализация;
- важность силы положения а не силы специалиста;
- нет неопределённых ситуаций.
- медленная обратная связь;
- всё зависит от компетентности руководителя
Угрозы существованию культуры:
- возможность продвижения по службе
- в нестабильной обстановке может перестать существовать.
2.2. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
Организационная структура отображается схемой функциональных взаимосвязей служб управления ОГЭ и руководителей электросилового цеха. Это представлено на рисунке. Рисунок составляется с помощью штатного расписания функционального персонала и линейных руководителей хозяйства.
Тип организационной структуры – линейно-функциональная.
Отдел главного руководителя является функциональным руководителем. Данный тип организационной культуры характерен для культуры роли. Для разделения линейного и функционального руководства составляется функциональная матрица:
Работы-функции операции
Создание эффективной структуры обслуживания энергохозяйства
Получение информации из вне и распространение ее среди сотрудн.
Организация и распределение ресурсов и работ
- руководство людьми
Составление графиков работ предприятия
Организация участков по выполнению конкретных работ
Выдача указаний начальникам цехов
Выдача инструкций управленческому персоналу
Непосредственный контроль за работой
Отдел главного энергетика
Обеспечение бесперебойного снабжения электроэнергией
Участие в работе квалификационной комиссии
Составление должностных инструкций
Контроль за использованием ресурсов
Составление планов графиков по реализации целей
Организация и распределение полученных ресурсов
Обеспечение инвентарем подчиненных
Проведение инструктажей
Контроль за состоянием оборудования
Специальные функции:
Контроль за эксплуатацией оборудования
Назначение графиков ремонта и ответственных
Назначение работ по эксплуатации
Осуществление контроля за ремонтом оборудования
На основе разделения линейного и функционального руководства составляется должностная инструкция для главного энергетика начальника цеха мастера участка.
3.ПЛАНИРОВАНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ.
Составляем смету капитальных затрат на сооружение общезаводской части электрохозяйства с указанием их технологической структуры. Смета капитальных затрат отражена в таблице 1. Стоимость прочего оборудования берется в пределах 20% от суммарной стоимости оборудования а стоимость монтажа этого оборудования – до 20% от стоимости монтажа по смете.
Электро-оборудования
4. ПЛАНИРОВАНИЕ ТРУДА И ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ ПРОМЫШЛЕННО-ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА.
4.1. ПЛАНИРОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека . Баланс приведен в виде таблицы (Табл.2).
Состав фонда времени
Номинальный фонд времени(Fн)
Планируемые невыходы рабочих:
Основной и дополнительный отпуска
Отпуска учащихся (05% от Fн)
Выполнение гос.обязанностей
Эффективный фонд рабочего времени (Fэф)
Средняя продолжительность рабочего дня
Планируемые внутрисменные потери
Коэффициент использования рабочего времени (Кисп=FэфFн)
4.2. ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ.
Для планирования численности рабочих сначала определим суммарную ремонтосложность электрохозяйства.
ni – количество оборудования.
Данные представлены в таблице 3.
КТПМ 630 шкаф вводный
КТПМ 160 шкаф вводный
Эл.двигатель cинхр. 10 кВ
Кабельные линии на 100 пог.м
Стат.конденсаторы до 10 квар
Tц – длительность ремонтного цикла;
nТ – количество текущих ремонтов между очередными средними или
капитальными ремонтами;
nC – количество средних ремонтов за время Тц.
4.2.1.ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПЕРСОНАЛА.
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 4).
Наименование показателей
Коэффициентов и норм
Норма обслуживания электрохозяйства
Суммарная ремонтосложность
Число смен работы электрооборудования
Численость эксплуатационного
персонала в расчете на смену (Чэ)
Явочный состав эксплуатационного
Списочный состав эксплуатационного
Принимаем: Чсэ = 5 человек.
4.2.2.ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ РЕМОНТНОГО ПЕРСОНАЛА.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по следующим формулам:
где приняты следующие обзначения:
Y – коэффициент зависящий от сменности работы (Y = 06 – три смены);
Чяр – явочный состав ремонтного персонала;
Кн – планируемый коэффициент перевыполнения нормы по длительности ремонта (Кн=115)
Тц – длительность ремонтного цикла;
Fн – номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год;
Чср – списочный состав ремонтного персонала;
F -- суммарное время на ремонт всех элементов схемы электроснабжения в часах за год;
Ri – суммарная ремонтосложность оборудования.
Тогда явочный состав ремонтного персонала:
Чяр =Fri (Kн x Fн) = 2131284(115х2008)=9
Принимаем: Чяр = 9 человек.
Чср = ЧярКисп = 9 086=104 .
Принимаем: Чср = 10 человек.
Списочный состав ремонтного персонала увеличивается на количество занятых в выходные и праздничные дни. Принимаем что в 1-ую смену работает 60% во 2-ую – 40% от списочного состава.
х06=6. Принимаем: 6 человек.
х04=4. Принимаем: 4 человек.
Общесписочный состав ремонтного персонала:
Чср =10+6+4=20 человек.
Общесписочный состав рабочих:
Чр =Чсэ +Чср = 5+20=25 человек.
4.3. ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ.
Планирование численности линейного и функционального персонала управления энергохозяйством осуществляется на основе его организационной структуры управления. Принимаем следующие обозначения:
hл – число уровней линейного руководства;
Нм=12 Ну=4 Нц=2 – нормы управляемости у линейных руководителей энергохозяйства (для мастеров для начальников участков для начальников цеха соответственно);
Чр – общесписочный состав рабочих энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования по схеме электроснабжения;
Нв=2 – норма управляемости руководителя высшего уровня;
С=3 – сменность работы.
Численность персонала управления определяется в следующей последовательности:
Численность мастеров:
Чм0 = Чр Нм = 25 12 = 208 чел.
Принимаем: Чм0 =2 человека.
Численность начальников участков:
Чу0 = Чм0 Ну = 2 4 = 05 чел.
Принимаем: Чу0 =1 человек.
Численность начальников цеха:
Чц0 = Чу0 Нц = 1 2 = 05 чел.
Принимаем: Чц0 = 1 человек.
Численность персонала ОГЭ:
Чогэ=0037.(Чр+Чм0+Чу0+Чц0)079.М0064= 0037.(25+2+1+1)079.3330064=077 чел.
Найдем численность промышленно-производственного персонала:
Чппп = Чр + Чм0 + Чу0 + Чц0 + Чогэ = 25 +2 + 1+ 1 + 1 = 30 чел.
После чего определим число уровней линейного руководства:
hл = (lg(Чппп) - lg(Нм) - lg(С) + lg(Нв)) lg(Нц min)
hл = (lg(59) – lg(12) - lg(3) + lg(2)) lg(2)= 4 уровня.
4.4. ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ РАБОЧИХ.
Цель расчета – определить среднюю заработную плату и годовые фонды по категориям работающих (табл 5). В расчет принимается средняя продолжительность рабочего дня (8ч).
Фонд оплаты по тарифу определяется перемножением средних тарифных ставок (125 рубчас – для эксплуатационного и 145 рубчас – для ремонтного персонала) номинального фонда рабочего времени и явочной численности соответствующего вида персонала. Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу за экономию электроэнергии и т.д.) принимаются: для эксплуатационного персонала в размере 25% для ремонтных рабочих не учитываются. Оплата праздничных дней осуществляется из расчета 50% ремонтных рабочих занятых в праздничные дни. Тогда существующий средний размер оплаты за праздничные дни составит15% к фонду оплаты ремонтного персонала. Средний размер оплаты за праздничные дни эксплуатационного персонала принимается равным 09% что соответствует работе 30% персонала. Доплата за работу в ночное время принимается только для эксплуатационного персонала в размере 675% от оплаты по тарифу. Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере. Поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни исчисленной в часовом фонде. Доплаты до годового фонда определяются в процентах к дневному фонду заработной платы. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году.
Запланировано 84% невыходов на работу в связи с отпусками. Коэффициент использования рабочего времени – 087. Невыходы на работу из-за отпусков в процентах к фактически отработанному времени составляет 84085 = =99% что и принимается процентом доплат за отпуска к дневному фонду заработной платы.
Процент доплат за выполнение общественных и государственных дел: 05085=059%.
Средняя заработная плата рассчитывается отношением годового фонда заработной платы данной группы персонала к ее списочному составу.
Элементы фонда заработной платы
Заработная плата (тыс.руб.)
Фонд оплаты по тарифу за год
Доплаты до фонда часовой заработной платы:
- оплата праздничных дней
- за работу в ночное время
Доплата до дневного фонда заработной платы за работу в праздничные дни:
Доплата до годового фонда заработной платы:
- оплата за выполнение гос.дел
Средняя заработная плата
4.5. ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ.
Планирование осуществляется с учетом расчетов числености управленческого персонала и штатного расписания (таблица 6).
Наименование должности
Кол-во штатных единиц
Зам.главного энергетика по электротехнической части
Начальник теплотехнического бюро
Начальник планово-экономического бюро
Старший инженер (экономист)
Начальник планово-распр. Бюро
Начальник участка релейной защиты
Начальник участка электрических сетей
Начальник маслохозяйства
Начальник аккумуляторного участка
Годовой фонд зарплаты ОГЭ: Фг = 614400 руб.
Годовой фонд зарплаты персонала управления электросилового цеха:
4.6. ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА.
В данном пункте определяется ряд показателей производительности труда применимых для электрохозяйства предприятия.
) Производительность труда по электроремонтному производству:
Nэ = R Чср = 2045 25 = 818 у.е.р.чел
) Производительность труда по участку электрических сетей в форме штатного коэффициента:
Чсэ L= 910000=00009 челм.
) Производительность труда по электрохозяйству в целом (штатный коэффициент):
Кш = Чппп Руст = 84 9970 = 84.10-3 челкВт.
По электрохозяйству в целом может также использоваться коэффициент обслуживания:
Коб = Руст Чппп = 9970 59 = 16898 кВтчел.
5.КАЛЬКУЛЯЦИЯ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.
В таблице 7 составлена калькуляция текущих затрат на электроэнергетическое обслуживание .
Показатели и статьи затрат
Электроэнергия на технологические цели
Заявленный максимум нагрузки
Основная ставка тарифа
Дополнительная ставка тарифа
Плата за электроэнергию по тарифу
Фактическоезаданное значение потребления реактивной мощности (tgjэ tgj)
Процент надбавки к плате за повышенное потребление реактивной мощности
Плата за электроэнергию с учетом надбавки
Основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала
Отчисления на соц.страхование
Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования:
а). Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта (1% от Кэ)
б). Амортизация оборудования (8% от Кэ)
в). Основная и дополнительная зарплата ремонтного персонала с отчислениями на соцнужды
а). Зарплата персонала управления электросилового цеха и служащих
б). Содержание и текущий ремонт цеховых
сооружений (025% от Кэ)
ИТОГО цеховых затрат
Общезаводские расходы в части зарплаты
Прочие производственные затраты
ИТОГО производственных затрат
Полезно используемая электроэнергия
Себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии
6.ПЛАНИРОВАНИЕ СМЕТЫ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования. Смета представлена в таблице 8.
Вспомогательные материалы (125% от Кэ)
Электроэнергия от системы
Амортизация основных фондов (10% от Кэ)
Зарплата основная и дополнительная всех категорий персонала включая ОГЭ
Отчисления на социальные нужды
Прочие расходы (20% от п.4)
Итог суммы в таблице 8 не совпадает с величиной полных затрат из таблицы 7 на 32%. Это допустимая погрешность следовательно можно сделать вывод о том что ошибки в расчетах нет.
7.ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА.
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме ЭС
Полная сметная стоимость общезаводской части электрохозяйства
Общая численность промышленно-производственного персонала в том числе:
-эксплуатационных рабочих
-линейных руководителей
Численность АУП ОГЭ по функции ЭС
Производительность труда:
-по электроремонтному производству
-по участку электросетей
-по электрохозяйству в целом
Общий годовой фонд зарплаты:
- эксплуатационных рабочих
Средняя зарплата одного рабочего
Текущие затраты в расчете на единицу полезно используемой электроэнергии
Фондовооруженность труда рабочих
Показатели сравнительной экономической эффективности

чистовик4.doc

10 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия
1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции
Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи системы связи телемеханики система охлаждения трансформаторов аварийное освещение система пожаротушения освещение подстанции обогрев шкафов комплектных распределительных устройств.
Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:
Принимаем к установке ТСЗ-4010 который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители так как .
Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-32-20 УЗ.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции выключателей трансформаторов тока напряжения
Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным из шкафов серии КВЭ-10-20 УЗ (IНОМ=630 А). Выбор выключателей установленных на вводе в комплектные распределительные устройства представлен в таблице 17 [Л4].
ТАБЛИЦА 17Проверка выключателей 10 кВ.
I2терм.tтерм=1200 кА2с
В качестве секционного выключателя и выключателей отходящих линий принимаем аналогичные выключатели. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции и на секционных выключателях приведен в таблице 19 [Л4]. Перечень необходимых приборов установленных на вводе в распределительное устройство 10 кВ. главной понизительной подстанции приведен на рисунке 10 [Л6].
ТАБЛИЦА 18 Нагрузка трансформаторов тока
I2терм.tтерм=297675 кА2с
Рисунок 6. Схема вторичных токовых цепей трансформаторов тока 10 кВ.
Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов (табл. 20 [Л6]). Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока (табл.19).
ТАБЛИЦА 19 Нагрузка трансформаторов тока
Общее сопротивление приборов:
Допустимое сопротивление проводов:
где Ом.– номинальная нагрузка трансформаторов тока;
Ом.- переходное сопротивление контактов.
Сечение соединительных проводов:
где так как обмотки трансформатора соединены в неполную звезду.
Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 поэтому принимаем контрольный кабель с жилами 4 .
Схема включения приборов выбранных на секционных выключателях распределительных устройств 10 кВ. главной понизительной подстанции представлена на рисунке 6.
Рисунок 7. Схема вторичных цепей трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ.
Амперметр типа Э-335 с нагрузкой 05 .
Устанавливаем контрольный кабель типа с жилами сечением по 4 .
Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3ЗНОЛ.06-10У3 с паспортными данными: UНОМ=10 кВ. S2НОМ=450 работающим в классе точности 1 . К нему подключаются все измерительные приборы данной секции шин. Перечень необходимых приборов устанавливается согласно [Л6]. Подсчет вторичной нагрузки приведен таблице 20.
ТАБЛИЦА 20 Нагрузка трансформаторов напряжения
Выбираем три трансформатора напряжения ЗНОЛ.06-10У3 соединенных по три в две звезды. В классе точности 1 трансформатор будет выдавать:
т.е. выбранный трансформатор будет работать в заданном классе точности.
Для трансформаторов напряжения при соединении их с приборами используют контрольный кабель с медными жилами АКВГ S=4 мм2 - исходя из условия по механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель и втычной разъединитель.
3 Выбор токопровода соединяющего силовые трансформаторы главной понизительной подстанции и распределительное устройство напряжением 10 кВ
В качестве токоведущей части соединяющей силовые трансформаторы и распределительное устройство используем закрытый комплектный токопровод типа: ТЗК-10-630-51 [Л4] каталожные данные которого =10 .
ТАБЛИЦА 21 Проверка токопровода
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ. схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
Результаты расчетов сведены в таблицу 22.
ТАБЛИЦА 22Выключатели 10 кВ.
Кабели напряжением 10 кВ. внутренней системы электроснабжения проверяются на термическую стойкость к токам коротких замыканий. Рассмотрим характерные сечения кабелей от главной понизительной подстанции до трансформаторных подстанций. Имеем:
- время срабатывания релейной защиты трансформаторных подстанций;
- время срабатывания релейной защиты синхронных электродвигателей;
- время отключения выключателя;
- апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
- коэффициент зависящий от металла токоведущих частей кабеля.
ТАБЛИЦА 23.1 Проверка на термическую стойкость кабелей.
Увеличим сечения не прошедших кабелей результаты пересчета сведем в табл 23.2.
ТАБЛИЦА 23.2 Выбор кабелей
5Выбор коммутационной аппаратуры на
стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
На вводах цеховых трансформаторных подстанций устанавливаем выключатели нагрузки и предохранители. Результаты выбора сводим в таблицу 24. Выбор аппаратов производится по справочнику [Л1].
ТАБЛИЦА 24 Выключатели нагрузки и предохранители.
По величине тока короткого замыкания в точке К4 производится выбор только вводных выключателей установленных на стороне низшего напряжения. Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов (04 кВ.) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведены в таблицу 25 [Л2].
ТАБЛИЦА 25 Автоматические выключатели.
ВА5137 Iн=400 А Iотк=35 кА
ВА5139 Iн=630 А Iотк=35 кА
А2060 Iн=160 А Iотк= 16 кА
Для выбора коммутационной аппаратуры на стороне 04 кВ был произведен расчет токов к.з. на стороне 04 кВ в разделе 7. Так же в разделе 8.7. был выбран автоматический выключатель на вводе РПН.
Выбираем распределительные шинопроводы. В таблице 26 были рассчитаны нагрузки и рабочие токи на каждый шинопровод:
хААШв4х150( Iном=305 А)
хААШв4х120( Iном=270 А)
хААШв4х16(Iном=90 А)
Исходя из таблицы 25 выбираем шинопроводы серии ШРА4У3 с номинальными токами 250600 А. которые соединяются с ТП кабельными линиями 4хААШв4х120 (ШРА123) 1хААШв4х25(ШРА4).
Выбираем провода и плавки вставки предохранителей. Для этого определим величины рабочих токов двигателей по формуле:
где - коэффициент загрузки двигателя принимаем равным 08
- номинальная мощность двигателя (берется из таблицы 1)
- К.П.Д. принимаем равным 09
- номинальное напряжение
- коэффициент мощности двигателя (берется из таблиц 1)
Для защиты от токов превосходящих допустимые производим выбор плавких вставок по условию:
где Iпуск=a×Iр - пусковой ток двигателя
Кр – коэффициент учитывающий разброс характеристик плавкой вставки Кр=11-12
Кп – коэффициент учитывающий условия пуска. Для легкого пуска (время разгона не более 10 сек.) Кп=25
Сечение проводов выбираем по условию:
Провод проложен закрыто в трубе от ШРА до станка. Для соединения выбираем провода марки АПВ.
Все результаты расчетов и выбора оборудования сводим в таблицу 26
Наименование оборудования
Гофрировальн. агрегат кассетный
Подогревательный вал
Вал предварительной подготовки
-11. Автомат. бобинная стойка
Подогреватель среднего слоя
Машина дуплексн. склеивания
16 Гофрировальн. агрегат
Секция нагревания и охлаждения
Установка приводных валов
Просекательно-резат. аппарат
Резат. машина с цифр. контролем
Автоматический штабелевщик
Двигатель с изменяемой скорос.
-27. Загрузочный агрегат
29.Машина для флексопечати
-33. Рилевочно-резательный аппарат
-37. Агр. фальцевания и склеивания
Агрегат счета - выталкивания
40. Обвязочная машина
-44. Ротация вырубная машина
-50. Станок настольный верт.- сверл.
52. Станок радиально-сверлильный
-56. Станок вертикально-сверлильный
Станок токарно-винторезный
59. Станок верт.-фрезерный конс.
61. Станок гориз.-фрезерный конс.
-64. Станок точильно-шлифовальный
66. Агрегат пылеулавливающий
Компенсация реактивной мощности.
Рисунок 8. Схема для расчета КРМ
Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.
Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТМН-63003510 мощностью по 63 МВА каждый. Распределительное устройство напряжением 10 кВ главной понизительной подстанции имеет две секции сборных шин. Расчет ведется для одной секциим. Потери реактивной мощности в одном трансформаторе . В таблице 27 приведены исходные данные для системы электроснабжения показанной на рисунке 7.
Сопротивление трансформатора:
ТАБЛИЦА 27 Потребление реактивной мощности по трансформаторным подстанциям
Трансформаторная пст
Сопротивление кабельной линии:
где - длина кабельной линии ;
- удельное сопротивление кабеля .
Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 28.
где Д1 Д2 - параметры характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.
ТАБЛИЦА 28 Данные по синхронным двигателям
Примем что все синхронные двигатели имеют загрузку по активной мощности bСД=09 тогда они могут дополнительно генерировать определенную реактивную мощность сверх номинальной при номинальном напряжении питания и номинальном токе возбуждения. Это мощность – располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей.
Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется так:
где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реактивной мощности зависящий от загрузки по активной мощности и номинальной принимаем ; .
Для других двигателей результаты расчетов представлены в таблице 28.
Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реактивной:
Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:
а) для низковольтных блоков конденсаторов 04 кВ.:
б) для высоковольтных блоков конденсаторов 10 кВ.:
в) для синхронных двигателей:
где: - коэффициент отчислений;
- удельные мощности батарей конденсаторов;
- удельные потери активной мощности в конденсаторах комплектных компенсирующих устройств.
Определим эквивалентные активные сопротивления двигателей:
Таблица 28 Результаты расчета по синхронным двигателям
Для определения оптимальной реактивной мощности генерируемой низковольтными конденсаторными батареями находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.
Для ТП1 ТП2 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 12.1.
Рисунок 9.1 Схема замещения линий ТП9 и ТП10.
Для ТП3ТП4 - питаются по магистральной линии схема замещения которой представлена на рисунке 13.2.
Рисунок 9.2 Схема замещения линий ТП3 и ТП4.
Полученные значения эквивалентных сопротивлений сведены в таблицу29.
Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей подключенных к шинам трансформаторных подстанций определим в предположении что к этим шинам главной понизительной подстанции подключены высоковольтные конденсаторные батареи. ( Примем коэффициент Логранжа ).
Результаты расчетов сносим в таблицу 29.
ТАБЛИЦА 29 Компенсирующие устройства
Определим оптимальные значения реактивных мощностей высоковольтных конденсаторных батарей подключенных к сборным шинам ГПП 10 кВ.
Принимаем экономически целесообразную реактивную мощность которое предприятие потребляет от энергосистемы в режиме максимальных нагрузок предприятия приходящуюся на одну секцию сборных шин ГПП:
Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ. главной понизительной подстанции проверяется как равенство генерируемых Qг и потребленных Qр реактивных мощностей.
Значения Qp и Qг и отличаются на величину разницы между стандартной и расчетной мощностью высоковольтных компенсирующих устройств. Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:
Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

чистовик7(БЖД).doc

14 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ.
1 ТЕРРИТОРИЯ КОМПОНОВКА КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ ГПП
ГПП промышленного предприятия является важным объектом и в то же время - это объект повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя из этого на ГПП уделяется особое внимание вопросам охраны труда и техники безопасности.
При выборе местоположения ГПП предприятия учтены требования ПУЭ и СНиП: ГПП максимально приближена к центру электрических нагрузок произведена увязка с генеральным планом предприятия учены рельеф и геология местности. ГПП расположена с наветренной стороны относительно преобладающего направления ветра в районе завода.
Территория ГПП ограждена внешним забором из железобетонной плиты высотой 25м.
В ОРУ 35 кВ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений а также передвижных лабораторий. Габариты проезда 35 м. [1].
Планировка площадки ОРУ выполнена с уклоном для отвода ливневых вод за пределы территории. Кабели проложены в траншеях. Для обеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие расстояния: от токоведущих частей до конструкций или ограждений высота не меньше 2000-9000 мм; между проводами или шинами разных фаз - 1000 мм; от токоведущих частей до максимального габарита транспортируемого оборудования - 1650 мм; от не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий - 3600 мм; между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой - 2900 мм; от контакта или ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки присоединенной ко второму контакту - 1100 мм.
Силовые трансформаторы мощностью 6300 кВА установлены на низком фундаменте из сборного железобетона. К ним обеспечен проезд для пожарных машин доставки и вывоза трансформаторов. Трансформаторы установлены так чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование кабельные муфты и ошиновку. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены стационарной лестницей.
Правило окраски токоведущих частей: фаза А - желтый фаза В - зеленый; фаза С - красный.
Все оборудование ГПП в местах присоединений имеет таблички с полным адресом маркой и сечением. В таблице 32. приведен перечень защитных средств находящихся на ГПП все защитные средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания.
Наименование защитного средства
штанга изолирующая 35 кВ
штанга изолирующая 10 кВ
указатель напряжения 35 кВ
указатель напряжения 10 кВ
переносные заземления 35 кВ
переносные заземления 10 кВ
временные ограждения
диэлектрические боты
электрические перчатки
предупредительные плакаты
изолирующие клещи 10 кВ
изолирующие клещи 04 кВ
2 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ.
Требования по электробезопасности на открытых и закрытых распределительных устройствах выбираем из ССБТИ-1.08.87.
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ 35 кВ приняты к установке разъединители РНДЗ с заземляющими ножами предусмотрена механическая блокировка не позволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных ножах и наоборот. Наличие заземляющих ножей исключает необходимость переносных заземлений что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность.
Все ячейки КРУ 10 кВ имеют механическую блокировку которая исключает возможность выката тележки при выключенном выключателе.
Постоянный контроль изоляции в сети 10 кВ производится по показаниям приборов присоединенных к трансформаторам напряжения 3хЗНОЛ-10. Для контроля изоляции также применяются трансформаторы тока типа ТЗЛ установленные В КРУ на каждой отходящей линии. Схемы сигнализации однофазных замыканий на землю представлены на рисунке 101112.
Определим величину тока однофазного замыкания на землю (0.3.3.) в сети 10 кВ.
Емкостный ток 0.3.3. определяется по формуле:
где U - номинальное напряжение сети кВ
l=274 - суммарная длина кабельных линий км
Так как 274 20 А то по [1] необходимость компенсации емкостных токов 0.3.3. отсутствует.
3 РАСЧЕТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
Согласно требованиям ГОСТ 12.1.С30-81 рассчитаем заземление главной понизительной подстанции напряжением 3510 кВ со следующими данными:
наибольший ток на стороне 35 кВ короткого замыкания равен 9100 А;
на стороне 10 кВ ток 0.3.3. 274 А;
климатическая зона II ;
грунт в месте сооружения двухслойный глубина залегания второго слоя равна 27 м;
удельные сопротивления слоев r1 = 120 Ом.м; r2 = 35 Ом.м;
Со стороны 35 кВ требуется сопротивление заземления не более 05 Ом [1] со стороны 10 кВ:
Но RЗМ должно быть не более 10 Ом принимаем R ЗМ = 10 Ом.
Сопротивление искусственного заземления рассчитывается с учетом использования естественного заземления системы тросы-опоры сопротивлением Rс=2 Ом.
Коэффициент сезонности многослойной земли для толщины слоя сезонных изменений 2 м равен 27.
Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта:
r1Р=27.120=324 Ом.м.
Определим сопротивление растекания одного вертикального электрода- уголка № 80 длиной 5м при погружении его ниже уровня земли на 06м:
где А=0314 - коэффициент зависящий от r1r2=78 от l=5м от эквивалентного диаметра уголка: d=095.b=095.008=0076 м.
RОВЭ=0314.35=1099 Ом.
Примерное число вертикальных заземлений при предварительно принятом коэффициенте использования кИВЭ=068:
Сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полос 45 х 6 мм2) приваренных к верхним концам уголков:
где В=031 - коэффициент зависящий от r1r2=78 от l=1м от h1=27 Ом и от t0=06 Ом
Действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования кИГЭ=029:
Уточним сопротивление вертикальных электродов:
Коэффициент использования вертикальных электродов (кИВЭ) при n=40 и al=1 равен 04.
Уточненное число вертикальных электродов:
Окончательно примем 40 уголоков № 80.
Проверим полосу 45х6 мм2 на термическую стойкость к токам короткого замыкания на землю при приведенной времени протекания токов к.з. tП=1с:
Полоса 45х6 мм2 удовлетворяет условию термической стойкости. Схема заземления ГПП показана на рисунке 13.
4 ОСВЕЩЕНИЕ ОРУ 35 кВ
Согласно СНиП 23-05-95 освещенность ОРУ должна быть 10 лкм2. Площадь ОРУ 13356 м2.
Суммарный поток света:
где кЗ=15 - коэффициент запаса;
кП=115 - коэффициент потери света.
Освещение осуществляется прожекторами типа ПЗС - 25 со световым потоком ФИ = 2350 лм h=27%.
Число прожекторов равно:
Устанавливаем 4 прожектора. Максимальная сила света прожектора
ПЗС-25: Imax= 1600 кд. Прожектор установлен на высоте H:
Два прожектора закреплены на линейных порталах два других - на крыше ЗРУ.
5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Требования по пожарной безопасности открытых и закрытых распределительных устройств выбираем по СНиП 21-07-97.
Территория ОРУ 35 кВ относится к категории Г по пожарной безопасности. Конструкции ОРУ выполнены из несгораемых материалов (железобетон металл). ЗРУ 10 кВ относится к производственным помещениям категории Г по степени пожарной безопасности. Здание ЗРУ выполнено из огнестойких панелей. Предел огнестойкости железобетонных панелей не меньше 3ч. Отходящие кабели 10 кВ проложены в траншее. Под трансформаторами ТМН-630010 согласно [1] выполнены маслоприемники с бортовыми ограждениями заполненные чистым гравием. Объем маслоприемника рассчитан на прием 100 % масла трансформаторов. Маслоприемники соединены с маслосборниками выполненными в виде подземного резервуара при помощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11 м предусмотрена разделительная перегородка с пределом огнестойкости не менее 15 ч шириной равной ширине маслоприемника и высотой равной высоте вводов 35 кВ.
ЗРУ 10 кВ имеет 3 выхода расположенных с противоположных торцов зданий. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки открываемые без ключа со стороны ЗРУ[1]. На ГПП предусмотрен пожарный водопровод с гидрантом питающимся от внутризаводской сети водоснабжения.
Помещение ЗРУ 10 кВ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 в количестве 5и ОП-5 в количестве 3На ГПП имеется: передвижной углекислотный огнетушитель ОУ-25 извещатель ручной типа ПК ящик с песком 05 м3 и совок к нему.
6 РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии с инструкции «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений». Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в год.
Принимаем к установке 4 молниеотвода (два на порталах и два на крыше ЗРУ)
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:
где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы:
где a=31 b=18 м – соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
- активная высота молниеотвода.
Высота молниеотводов:
где =1135 м - высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода:
Ширина защищаемой зоны:
Рисунок 14. Зона молниезащиты

чистовик8(Эк).doc

15 Экономическая часть
1 Cистема целей энергетического хозяйства предприятия
1.1 Пострение древа целей.
Дерево целей представляет собой структурную модель показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения сверхзадача высшего уровня или миссия предприятия делится на проектные цели его подразделений и операционные цели его исполнителей. Дерево целей представлено на рис.1.
Поизводство щирокого спектра упаковочной продукции
к 2005 году увеличить объем производства в I квартал на 10%
1Цели маркетинговые:
-изучить спрос упаков.
-изучить рынок уп.прод.
-изучить конкурентную
1.2. ОБЪЕМЫ ПРОДУКЦИИ И УСЛУГ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА
Годовое потребление электроэнергии на предприятии включает в себя:
) Электроэнергию для нужд основного производства:
где Pc – средняя суммарная нагрузка предприятия за наиболее загруженную первую смену;
n=2 – количество смен;
Fн - номинальный фонд рабочего времени.
Wn=6604.2.2008=0.26.108 кВт.чгод.
) Электроэнергию для осветительных установок:
где Pm o – максимум нагрузки осветительных установок;
То= 4100 чгод – число часов использования максимума осветительной нагрузки.
Wo=200.4100=082.106 кВт.чгод.
) Потери электроэнергии в схеме внутреннего электроснабжения завода за год:
DW =03.106 кВт.чгод.
Тогда годовое потребление электроэнергии составляет:
Wг=Wn+Wo+DW=26+082+03=2713.106 кВт.чгод.
1.3 АНАЛИЗ ПОЛЯ СИЛ.
Любую организацию можно рассматривать как модель находящуюся в состоянии равновесия между движущими и сдерживающими силами реализации целей. Поле сил для конкретной организации характеризует организационную надежность развития. Для нашего случая схему поля сил покажем на рисунке 2.
2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПОВ ОРГАНИЗАЦИОННОЙ КУЛЬТУРЫ СТРУКТУРЫ И ПРАВОВОЙ ФОРМЫ ПРЕДПРИЯТИЯ И ЕГО ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА.
2.1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ КУЛЬТУРА.
Организационная культура – это совокупность традиций ценностей установок убеждений и отношений которые создают всеобъемлющий контекст для всего что мы делаем или о чём думаем.
Для данного предприятия тип организационной культуры – культура роли. Для этого типа культуры характерна строгая специализация. Основным источником власти является сила положения а контроль осуществляется с помощью правил инструкций которые определяют полномочия и разделение работ.
Рассмотрим культуру роли:
- чёткое распределение обязанностей;
- зависит от рационального распределения обязанностей;
- строгая специализация;
- важность силы положения а не силы специалиста;
- нет неопределённых ситуаций.
- медленная обратная связь;
- всё зависит от компетентности руководителя
Угрозы существованию культуры:
- возможность продвижения по службе
- в нестабильной обстановке может перестать существовать.
2.2. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
Организационная структура отображается схемой функциональных взаимосвязей служб управления ОГЭ и руководителей электросилового цеха. Это представлено на рисунке. Рисунок составляется с помощью штатного расписания функционального персонала и линейных руководителей хозяйства.
Тип организационной структуры – линейно-функциональная.
Отдел главного руководителя является функциональным руководителем. Данный тип организационной культуры характерен для культуры роли. Для разделения линейного и функционального руководства составляется функциональная матрица:
Работы-функции операции
Создание эффективной структуры обслуживания энергохозяйства
Получение информации из вне и распространение ее среди сотрудн.
Организация и распределение ресурсов и работ
- руководство людьми
Составление графиков работ предприятия
Организация участков по выполнению конкретных работ
Выдача указаний начальникам цехов
Выдача инструкций управленческому персоналу
Непосредственный контроль за работой
Отдел главного энергетика
Обеспечение бесперебойного снабжения электроэнергией
Участие в работе квалификационной комиссии
Составление должностных инструкций
Контроль за использованием ресурсов
Составление планов графиков по реализации целей
Организация и распределение полученных ресурсов
Обеспечение инвентарем подчиненных
Проведение инструктажей
Контроль за состоянием оборудования
Специальные функции:
Контроль за эксплуатацией оборудования
Назначение графиков ремонта и ответственных
Назначение работ по эксплуатации
Осуществление контроля за ремонтом оборудования
На основе разделения линейного и функционального руководства составляется должностная инструкция для главного энергетика начальника цеха мастера участка.
3.ПЛАНИРОВАНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ.
Составляем смету капитальных затрат на сооружение общезаводской части электрохозяйства с указанием их технологической структуры. Смета капитальных затрат отражена в таблице 33. Стоимость прочего оборудования берется в пределах 20% от суммарной стоимости оборудования а стоимость монтажа этого оборудования – до 20% от стоимости монтажа по смете.
Электро-оборудования
4. ПЛАНИРОВАНИЕ ТРУДА И ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ ПРОМЫШЛЕННО-ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПЕРСОНАЛА.
4.1. ПЛАНИРОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ.
Планирование осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковым режимом работы и в расчете на одного человека . Баланс приведен в виде таблицы (Табл.34).
Состав фонда времени
Номинальный фонд времени(Fн)
Планируемые невыходы рабочих:
Основной и дополнительный отпуска
Отпуска учащихся (05% от Fн)
Выполнение гос.обязанностей
Эффективный фонд рабочего времени (Fэф)
Средняя продолжительность рабочего дня
Планируемые внутрисменные потери
Коэффициент использования рабочего времени (Кисп=FэфFн)
4.2. ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ РАБОЧИХ.
Для планирования численности рабочих сначала определим суммарную ремонтосложность электрохозяйства.
ni – количество оборудования.
Данные представлены в таблице 35.
КТПМ 630 шкаф вводный
КТПМ 160 шкаф вводный
Эл.двигатель cинхр. 10 кВ
Кабельные линии на 100 пог.м
Стат.конденсаторы до 10 квар
Tц – длительность ремонтного цикла;
nТ – количество текущих ремонтов между очередными средними или
капитальными ремонтами;
nC – количество средних ремонтов за время Тц.
4.2.1.ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПЕРСОНАЛА.
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания электрохозяйства (таблица 36).
Наименование показателей
Коэффициентов и норм
Норма обслуживания электрохозяйства
Суммарная ремонтосложность
Число смен работы электрооборудования
Численость эксплуатационного
персонала в расчете на смену (Чэ)
Явочный состав эксплуатационного
Списочный состав эксплуатационного
Принимаем: Чсэ = 5 человек.
4.2.2 ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ РЕМОНТНОГО ПЕРСОНАЛА.
Планирование численности ремонтного персонала осуществляется по следующим формулам:
где приняты следующие обзначения:
Y – коэффициент зависящий от сменности работы (Y = 06 – три смены);
Чяр – явочный состав ремонтного персонала;
Кн – планируемый коэффициент перевыполнения нормы по длительности ремонта (Кн=115)
Тц – длительность ремонтного цикла;
Fн – номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год;
Чср – списочный состав ремонтного персонала;
F -- суммарное время на ремонт всех элементов схемы электроснабжения в часах за год;
Ri – суммарная ремонтосложность оборудования.
Тогда явочный состав ремонтного персонала:
Чяр =Fri (Kн x Fн) = 2131284(115х2008)=9
Принимаем: Чяр = 9 человек.
Чср = ЧярКисп = 9 086=104 .
Принимаем: Чср = 10 человек.
Списочный состав ремонтного персонала увеличивается на количество занятых в выходные и праздничные дни. Принимаем что в 1-ую смену работает 60% во 2-ую – 40% от списочного состава.
х06=6. Принимаем: 6 человек.
х04=4. Принимаем: 4 человек.
Общесписочный состав ремонтного персонала:
Чср =10+6+4=20 человек.
Общесписочный состав рабочих:
Чр =Чсэ +Чср = 5+20=25 человек.
4.3 ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ
Планирование численности линейного и функционального персонала управления энергохозяйством осуществляется на основе его организационной структуры управления. Принимаем следующие обозначения:
hл – число уровней линейного руководства;
Нм=12 Ну=4 Нц=2 – нормы управляемости у линейных руководителей энергохозяйства (для мастеров для начальников участков для начальников цеха соответственно);
Чр – общесписочный состав рабочих энергохозяйства;
М – количество единиц электрооборудования по схеме электроснабжения;
Нв=2 – норма управляемости руководителя высшего уровня;
С=3 – сменность работы.
Численность персонала управления определяется в следующей последовательности:
Численность мастеров:
Чм0 = Чр Нм = 25 12 = 208 чел.
Принимаем: Чм0 =2 человека.
Численность начальников участков:
Чу0 = Чм0 Ну = 2 4 = 05 чел.
Принимаем: Чу0 =1 человек.
Численность начальников цеха:
Чц0 = Чу0 Нц = 1 2 = 05 чел.
Принимаем: Чц0 = 1 человек.
Численность персонала ОГЭ:
Чогэ=0037.(Чр+Чм0+Чу0+Чц0)079.М0064= 0037.(25+2+1+1)079.3330064=077 чел.
Найдем численность промышленно-производственного персонала:
Чппп = Чр + Чм0 + Чу0 + Чц0 + Чогэ = 25 +2 + 1+ 1 + 1 = 30 чел.
После чего определим число уровней линейного руководства:
hл = (lg(Чппп) - lg(Нм) - lg(С) + lg(Нв)) lg(Нц min)
hл = (lg(59) – lg(12) - lg(3) + lg(2)) lg(2)= 2 уровня.
4.4 ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ РАБОЧИХ.
Цель расчета – определить среднюю заработную плату и годовые фонды по категориям работающих (табл 37). В расчет принимается средняя продолжительность рабочего дня (8ч).
Фонд оплаты по тарифу определяется перемножением средних тарифных ставок (125 рубчас – для эксплуатационного и 145 рубчас – для ремонтного персонала) номинального фонда рабочего времени и явочной численности соответствующего вида персонала. Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу за экономию электроэнергии и т.д.) принимаются: для эксплуатационного персонала в размере 25% для ремонтных рабочих не учитываются. Оплата праздничных дней осуществляется из расчета 50% ремонтных рабочих занятых в праздничные дни. Тогда существующий средний размер оплаты за праздничные дни составит15% к фонду оплаты ремонтного персонала. Средний размер оплаты за праздничные дни эксплуатационного персонала принимается равным 09% что соответствует работе 30% персонала. Доплата за работу в ночное время принимается только для эксплуатационного персонала в размере 675% от оплаты по тарифу. Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере. Поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни исчисленной в часовом фонде. Доплаты до годового фонда определяются в процентах к дневному фонду заработной платы. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году.
Запланировано 84% невыходов на работу в связи с отпусками. Коэффициент использования рабочего времени – 087. Невыходы на работу из-за отпусков в процентах к фактически отработанному времени составляет 84085 = =99% что и принимается процентом доплат за отпуска к дневному фонду заработной платы.
Процент доплат за выполнение общественных и государственных дел: 05085=059%.
Средняя заработная плата рассчитывается отношением годового фонда заработной платы данной группы персонала к ее списочному составу.
Элементы фонда заработной платы
Заработная плата (тыс.руб.)
Фонд оплаты по тарифу за год
Доплаты до фонда часовой заработной платы:
- оплата праздничных дней
- за работу в ночное время
Доплата до дневного фонда заработной платы за работу в праздничные дни:
Доплата до годового фонда заработной платы:
- оплата за выполнение гос.дел
Средняя заработная плата
4.5 ПЛАНИРОВАНИЕ ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ ПЕРСОНАЛА УПРАВЛЕНИЯ.
Планирование осуществляется с учетом расчетов числености управленческого персонала и штатного расписания (таблица 38).
Наименование должности
Кол-во штатных единиц
Зам.главного энергетика по электротехнической части
Начальник теплотехнического бюро
Начальник планово-экономического бюро
Старший инженер (экономист)
Начальник планово-распр. Бюро
Начальник участка релейной защиты
Начальник участка электрических сетей
Начальник маслохозяйства
Начальник аккумуляторного участка
Годовой фонд зарплаты ОГЭ: Фг = 349200 руб.
Годовой фонд зарплаты персонала управления электросилового цеха:
4.6 ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТРУДА.
В данном пункте определяется ряд показателей производительности труда применимых для электрохозяйства предприятия.
) Производительность труда по электроремонтному производству:
Nэ = R Чср = 2045 25 = 818 у.е.р.чел
) Производительность труда по участку электрических сетей в форме штатного коэффициента:
Чсэ L= 910000=00009 челм.
) Производительность труда по электрохозяйству в целом (штатный коэффициент):
Кш = Чппп Руст = 84 9970 = 84.10-3 челкВт.
По электрохозяйству в целом может также использоваться коэффициент обслуживания:
Коб = Руст Чппп = 9970 59 = 16898 кВтчел.
5 КАЛЬКУЛЯЦИЯ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.
В таблице 39 составлена калькуляция текущих затрат на электроэнергетическое обслуживание .
Показатели и статьи затрат
Электроэнергия на технологические цели
Заявленный максимум нагрузки
Основная ставка тарифа
Дополнительная ставка тарифа
Плата за электроэнергию по тарифу
Фактическоезаданное значение потребления реактивной мощности (tgjэ tgj)
Процент надбавки к плате за повышенное потребление реактивной мощности
Плата за электроэнергию с учетом надбавки
Основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала
Отчисления на соц.страхование
Расходы на содержание и эксплуатацию электрооборудования:
а). Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта (1% от Кэ)
б). Амортизация оборудования (8% от Кэ)
в). Основная и дополнительная зарплата ремонтного персонала с отчислениями на соцнужды
а). Зарплата персонала управления электросилового цеха и служащих
б). Содержание и текущий ремонт цеховых
сооружений (025% от Кэ)
ИТОГО цеховых затрат
Общезаводские расходы в части зарплаты
Прочие производственные затраты
ИТОГО производственных затрат
Полезно используемая электроэнергия
Себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии
6 ПЛАНИРОВАНИЕ СМЕТЫ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Состав экономических элементов затрат входящих в смету постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования. Смета представлена в таблице 40.
Вспомогательные материалы (125% от Кэ)
Электроэнергия от системы
Амортизация основных фондов (10% от Кэ)
Зарплата основная и дополнительная всех категорий персонала включая ОГЭ
Отчисления на социальные нужды
Прочие расходы (20% от п.4)
Итог суммы в таблице 40 не совпадает с величиной полных затрат из таблицы 7 на 7 %. Это допустимая погрешность следовательно можно сделать вывод о том что ошибки в расчетах нет.
7.ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА.
Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме ЭС
Полная сметная стоимость общезаводской части электрохозяйства
Общая численность промышленно-производственного персонала в том числе:
-эксплуатационных рабочих
-линейных руководителей
Численность АУП ОГЭ по функции ЭС
Производительность труда:
-по электроремонтному производству
-по участку электросетей
-по электрохозяйству в целом
Общий годовой фонд зарплаты:
- эксплуатационных рабочих
Средняя зарплата одного рабочего
Текущие затраты в расчете на единицу полезно используемой электроэнергии
Фондовооруженность труда рабочих
Показатели сравнительной экономической эффективности

чистовик3.doc

8 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий.
1 Выбор величины напряжения
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели в первую очередь приведенные затраты которые рассчитываются как для сети так и для понижающих подстанций.
В данном дипломном проекте согласно: “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174-75”так как отсутствует нагрузка 6 кВ. принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия
Схемы распределения электроэнергии применяем одноступенчатые магистральные при последовательном линейном расположении подстанций для группы технологически связанных цехов и радиальные при нагрузках располагаемых в разных направлениях от источника питания. Схема сетей внутреннего электроснабжения предприятия представлена на рисунке 4.
3 Конструктивное выполнение электрической сети
Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величены электрических нагрузок их размещения плотности застройки предприятия конфигурации технологических транспортных и других коммуникаций типа грунта на территории предприятия.
Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный способ применяемый при прокладке до шести кабелей. Для прокладки используем кабель марки ААШв так как отсутствуют блуждающие токи в грунте предприятия. В местах пересечения с дорогой кабели прокладываем в блоках.
4 Расчет питающих линий
Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке по току перегрузки потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 15.
Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:
где - мощность которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме .
Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока:
где - экономическая плотность тока зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки j=14.
По результатам расчета выбирается кабель имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:
где - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей ;
- поправочный коэффициент на температуру среды в которой прокладывается кабель ;
- число параллельно прокладываемых кабелей.
где - коэффициент перегрузки .
Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:
где - расчетная активная и реактивная нагрузки.
- удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля .
Таблица 15 Расчет кабельных линий
Расчет токов короткого замыкания
Мощность короткого замыкания в месте присоединения питающей главную понизительную подстанцию линии значительно больше мощности потребляемой предприятием поэтому допускается периодическую составляющую тока короткого замыкания от энергосистемы во времени принять:
Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная схема на которой источники питания токов короткого замыкания. Схема замещения приведена на рисунке 5.
X5= Хкл2=0063 X6=Xкл2=0054
Рисунок 5. Схема замещения сети.
При выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания рассчитывается режим при котором воздействие токов короткого замыкания на систему электроснабжения является наиболее тяжелым. Этот режим когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ. то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.
Определим токи короткого замыкания в точках К1 и К2:
принимаем: SБ=1000 UБ=37 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление линий:
Ток короткого замыкания в точке К1:
Ударный ток короткого замыкания:
Ток короткого замыкания в точке К2:
Ударный ток короткого замыкания в точке К2:
Расчет токов короткого замыкания в точке К3:
Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:
Определяем индуктивное сопротивление кабельной линии питающих СД:
Сопротивление самих СД:
Базисный ток в точке К3:
Используем для расчета тока короткого замыкания метод типовых кривых. Для нахождения сверхпереходного тока во все синхронные двигатели вводим:
Ударный ток в точке К3:
Ток короткого замыкания в точке К4 (ТП6):
Сопротивления трансформатора (ТМЗ 1000) выберем из 4.11 (Л1):
Сопротивление контактов выключателя (Iном=630 А) выберем из 4.13 (Л1):
Сопротивления первичной обмотки трансформатора тока выберем из 4.13 (Л1):
Сопротивление линии:
Ток КЗ в точке 4 равен:
Ударный ток в точке К4:
Все результаты расчетов приведены в таблице 16.
ТАБЛИЦА 16 Мощность и токи коротких замыканий

Содержание.doc

Технический паспорт проекта
Краткая характеристика объекта электроснабжения
Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия.
2 Определение приведенного числа электроприемников.
3 Расчет электрических нагрузок цеха по производстве гофрокартона.
4 Расчет электрических нагрузок по предприятию.
5 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия.
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия.
Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции предприятия.
Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия.
3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.
Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения.
Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения расчет питающих линий.
1 Выбор величины напряжения.
2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия.
3 Конструктивное выполнение электрической сети.
4 Расчет питающих линий.
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия.
1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции.
2 Выбор типа распределительных устройств на низкой стороне главной понизительной подстанции выключателей трансформаторов тока напряжения.
4 Выбор выключателей напряжением 10 кВ. схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока.
5 Выбор коммутационной аппаратуры напряжение стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций.
Компенсация реактивной мощности.
Расчет электрического освещения
Безопасность жизнедеятельности
Графическая часть на 7 листах ф А1

чистовик5(СВ).doc

12 Расчет электрического освещения
1 Система общего освещения
Расчет электрического освещения проводится для цеха по производству гофрокартона и тары. Общая площадь цеха 4500 м2 полная высота цеха 78 м Установленная мощность цеха - 14638 кВт. План цеха со схемой осветительной сети приведен на чертеже 7
Применим систему общего освещения с равномерным распределением светильников выполненную на лампах ДРЛ. Для расчета будем пользоваться методом коэффициента использования.
Под коэффициентом использования принято понимать отношение светового потока падающего на расчетную плоскость Фр к световому потоку источников света он определяется с одной стороны светораспределением и размещением светильников а с другой стороны – соотношением размеров освещаемого помещения и отражающими свойствами его поверхностей. Это соотношение характеризуется индексом помещения определяемым по формуле:
где ab – ширина и длина помещения;
Нр – высота подвеса светильников над расчетной плоскостью.
Далее определяем световой поток источников света по формуле:
где Еср – средняя освещенность определяемая по (Л11);
- коэффициент запаса;
- коэффициент использования определяется по (Л11);
n - число светильников.
Соответственно найденным значениям светового потока выбираем количество светильников и их тип. Результаты расчета и выбора сведем в таблицу30 .
Кол-во светилильн. и тип
Общее число светильников разбиваем на 5 групп подвес выполняем на крюках при помощи металлического профиля подвешенного на тросах. Расстояние между светильниками в группе 6 м между группами 6 м. Выбираем светильники типа РСП-05-125-023 с защитной сеткой с вентиляционными отверстиями в отражателе класс защиты от поражения электрическим током - I по ГОСТ 12.2.007.0-75. cosj=05.
где - коэффициент спроса
- коэффициент учитывающий потери в ПРА
Питание групп осуществим при помощи провода ПВ 4х4 допустимый ток 41 А. В качестве распределительного устройства выбираем распределительный пункт ПР-11-3060 с одним вводным и шестью отходящими вводной автомат ВА-51-35 Iном=250 А на отходящих устанавливаем АЕ-2046 Iном=40 А .Распределительный пункт запитываем кабелем ААШв 4х70 Iдоп=200 А.
2 Расчет аварийного освещения.
Аварийное освещение выполняем на лампах ДРЛ. При этом освещенность на рабочей поверхности должна составлять 10% от номинальной. Определяем световой поток источников света:
Выбор типа лампы и светильника изложен в таблице 31.
Общее число светильников разбиваем на 3 группы.
Проводку выполняем проводом ПВ-4х15допустимый ток 19 А. В качестве распределительного устройства выбираем распределительный пункт ПР-11-1059 на отходящих устанавливаем автоматические выключатели АЕ-1031 Iном=10 А Распределительный пункт запитываем кабелем ААШв 4х10 Iдоп=65 А.

чистовик6(РЗ).doc

13 Защита синхронных двигателей
Согласно ПУЭ-2000 устанавливаются следующие виды защит:
)токовая отсечка от многофазных замыканий
)защита от однофазных замыканий на землю
) защита от перегруза
) защита от асинхронного режима
)защита от потери питания
1 Токовая отсечка от многофазных замыканий
Эта защита применяется для защиты от повреждений обмоток статора. Выполняется на одном реле включенном на разность токов двух фаз отстраивается от максимального пускового тока от внешнего КЗ протекающего через место установки защиты. Защита выполняется без выдержки времени на двух реле РСТ 13 включенных на фазные токи к ТТ типа ТЛ-10 с обмотками соединенными по схеме неполной звезды.
Максимальный ток от внешнего КЗ протекающий через место установки защиты:
где - относительная сверхпереходная ЭДС двигателя =11
- относительное сверпереходное сопротивление двигателя = 0147 (для СТД-630)
А - номинальный ток двигателя
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока от внешнего КЗ:
где КОТС.=12 - коэффициент отстройки;
Чувствительность определяем при металлическом КЗ между двумя фазами
Ток срабатывания реле:
Где - коэффициент схемы
- коэффициент трансформации трансформатора тока( ТЛ-10-100)
Ориентировочная сумма относительной установки реле РСТ-13-29(15-60 А):
Относительные уставки: 02.
2 Защита от однофазных замыканий на землю
Данная защита выполняется на трех реле РТЗ-51 включенных на фазные токи. Она устанавливается в сетях с током замыкания на землю более 10 А. Определим значение емкостного тока в сети:
где А – емкостный ток двигателя
Ф –емкость двигателя
А - емкостный ток линии
А следовательно установка данной защиты нецелесообразна.
3 Защита от перегруза
Защита выполняется с помощью одного реле РСТ-13 включенного на фазный ток ТТ и действует на отключение. Ток срабатывания защиты рассчитывается исходя из номинального тока двигателя с выдержкой времени отстроенной от режима пуска.
Ток срабатывания защиты:
Устанавливаем реле РСТ-13-24 (5 20) А.
Ориентировочная сумма относительных уставок:
Относительные уставки:01; 02.
Время максимальное время пуска равно 15 секундам поэтому времясрабатывания защиты tcз=20 с устанавливаем реле времени ЭВ-122.
4 Защита от асинхронного режима
Защита совмещается с защитой от перегруза поэтому ток ее уставки тот же.
Время срабатывания на перевод в невозбужденный режим и отключение выбирается на ступень селективности больше времени отключения КЗ в сети но не менее 15 сек. Так как tсз защиты от КЗ равно 05. Выбираем tсз=15 с. Во избежание срабатывания защиты во время пуска применяем дополнительное реле времени блокирующее срабатывание защиты во время пуска.
5 Защита от потери питания
Защита от потери питания выполнятся групповой с одной уставкой по напряжению и по времени срабатывания при этом защита действует на отключение т.к. двигатели являются неответственными потребителями и не подлежат самозапуску. Защита устанавливается на шинах при помощи трех реле РСН-16 подключенных на линейные напряжения ТН типа ЗНОЛ-10.
Уставку по напряжению выбираем равной 07 от Uном.
Устанавливаем реле РСН16-28 (40 200) В.
Время срабатывания защиты tcз=1 с устанавливаем реле времени ЭВ-122.

diplom_el_sx.dwg

Схема электрическая принципиальная
Завод по производству картонной тары

Экономическая часть .cdw

Годовое потребление электроэнергии за вычетом потерь в схеме
Полная сметная стоимость общезаводской части энергохозяйства
Общая численность персонала
- Эксплуатационных рабочих
- Линейных руководителей
Текущие затраты в расчете на единицу полезно используемой
Узкособственнический
Технико-экономические
Число уровней линейного руководства:
ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Численность персонала ОГЭ
Производительность труда (в целом)
Общий годовой фонд заработной платы
Средняя заработная плата одного рабочего
Фондовооруженность труда рабочих
Увеличение объема производст ва

ОРУ.cdw

оперативно-ремонтной
Разъединитель РНДЗ.2-351000
Трансформатор тока ТФЗМ-35
Выключатель ВГБЭ-35-12
Ограничитель перенапряжений ОПН-35
Силовой трансформатор ТМН - 630035
Трансформатор собственных нужд ТСЗ-4010
Разъединитель РНДЗ.1-351000
Токопровод ТЗК-10-630

чистовик5(СВ).doc

12 Расчет электрического освещения
1 Система общего освещения
Расчет электрического освещения проводится для цеха по производству гофрокартона и тары. Общая площадь цеха 4500 м2 полная высота цеха 78 м Установленная мощность цеха - 14638 кВт. План цеха со схемой осветительной сети приведен на чертеже 7
Применим систему общего освещения с равномерным распределением светильников выполненную на лампах ДРЛ. Для расчета будем пользоваться методом коэффициента использования.
Под коэффициентом использования принято понимать отношение светового потока падающего на расчетную плоскость Фр к световому потоку источников света он определяется с одной стороны светораспределением и размещением светильников а с другой стороны – соотношением размеров освещаемого помещения и отражающими свойствами его поверхностей. Это соотношение характеризуется индексом помещения определяемым по формуле:
где ab – ширина и длина помещения;
Нр – высота подвеса светильников над расчетной плоскостью.
Далее определяем световой поток источников света по формуле:
где Еср – средняя освещенность определяемая по (Л11);
- коэффициент запаса;
- коэффициент использования определяется по (Л11);
n - число светильников.
Соответственно найденным значениям светового потока выбираем количество светильников и их тип. Результаты расчета и выбора сведем в таблицу30 .
Кол-во светилильн. и тип
Общее число светильников разбиваем на 5 групп подвес выполняем на крюках при помощи металлического профиля подвешенного на тросах. Расстояние между светильниками в группе 6 м между группами 6 м. Выбираем светильники типа РСП-05-125-023 с защитной сеткой с вентиляционными отверстиями в отражателе класс защиты от поражения электрическим током - I по ГОСТ 12.2.007.0-75. cosj=05.
где - коэффициент спроса
- коэффициент учитывающий потери в ПРА
Питание групп осуществим при помощи провода ПВ 4х4 допустимый ток 41 А. В качестве распределительного устройства выбираем распределительный пункт ПР-11-3060 с одним вводным и шестью отходящими вводной автомат ВА-51-35 Iном=250 А на отходящих устанавливаем АЕ-2046 Iном=40 А .Распределительный пункт запитываем кабелем ААШв 4х70 Iдоп=200 А.
2 Расчет аварийного освещения.
Аварийное освещение выполняем на лампах ДРЛ. При этом освещенность на рабочей поверхности должна составлять 10% от номинальной. Определяем световой поток источников света:
Выбор типа лампы и светильника изложен в таблице 31.
Общее число светильников разбиваем на 3 группы.
Проводку выполняем проводом ПВ-4х15допустимый ток 19 А. В качестве распределительного устройства выбираем распределительный пункт ПР-11-1059 на отходящих устанавливаем автоматические выключатели АЕ-1031 Iном=10 А Распределительный пункт запитываем кабелем ААШв 4х10 Iдоп=65 А.