Реконструкция системы электроснабжения механического завода

  • 153 страницы
  • 18 источников
  • Добавлена 03.02.2014
3 000 руб.
  • Содержание
  • Часть работы
  • Список литературы
  • Вопросы/Ответы
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 6
1 Общая характеристика предприятия, его основных цехов и структурных подразделений 8
1.1 Краткое описание технологического процесса 10
2 Расчет системы электроснабжения по существующим нагрузкам 12
2.1 Исходные данные 12
2.3 Определение расчетных электрических нагрузок существующей схемы электроснабжения 14
3 Краткое описание реконструкции предприятия 17
4 Определение расчетных нагрузок 19
4.1 Определение нагрузки инструментального участка 19
4.2 Расчетная нагрузка силовых электроприемников 27
4.3 Расчетная нагрузка осветительных электроприёмников 30
4.4 Суммарная нагрузка электроприёмников 34
4.5 Приближенная оценка суммарной нагрузки предприятия 36
5 Постороение картограммы и определение центра электрическх нагрузок 37
6 Разработка вариантов реконструкции электроснабжения предприятия 41
6.1 Расчет рабочих токов кабелей, выбор марок и сечений 45
7 Технико-экономическое сравнение вариантов системы электроснабжения предприятия методом суммарных дисконтированных затрат 51
7.1 Определение капитальных затрат на реализацию намечаемых к проектированию вариантов СЭС 52
7.2 Определение эксплуатационных расходов 53
8 Электрические расчеты режимов работы системы электроснабжения предприятия 58
9 Разработка ТП предприятия 66
9.1 Характеристика нагрузок ТП 66
9.2 Выбор силовых трансформаторов 66
9.3 Расчет токов короткого замыкания 69
9.4 Выбор сечения питающих КЛ 76
9.5 Проверка установленных высоковольтных выключателей 79
9.6 Выбор трансформаторов тока 82
9.7 Выбор трансформаторов напряжения 87
10 Выбор способов и средств компенсации реактивной мощности на предприятии 88
10.1 Способы и средства компенсации реактивной мощности 89
10.2 Компенсация реактивной мощности с помощью КУ 92
10.3 Расчет мощности и выбор КУ 93
10.4 Типы БСК и схемы подключения КУ к сети 95
10.5 Функциональное автоматическое управление реактивной мощностью 98
11 Релейная защита и автоматика 100
11.1 Расчет релейной защиты трансформатора ГПП 100
11.1.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора на основе БМРЗ-ТД-2 101
11.2 Методика расчета уставок 114
11.3 Релейная защита цеховых трансформаторов 119
11.3.1 Газовая защита 119
11.3.2 Максимально токовая защита 121
11.3.3 Токовая отсечка трансформатора 123
12 Безопасность и экологичность 125
12.1 Требования норм технической документации к проектированию и эксплуатации трансформаторных подстанций и РУ 125
12.2 Требования норм технической документации к проектированию и эксплуатации кабельных линий 127
12.3 Инструкция по охране труда для дежурного электромонтера по ремонту и обслуживанию оборудования цеха, участка, службы 130
12.4 Расчет заземления трансформаторной подстанции 139
13 Технико-экономические показатели системы электроснабжения 143
13.1 Суммарные капиталовложения 143
13.2 Эксплуатационные издержки 144
13.3 Энергетические показатели проекта 146
13.4 КПД системы электроснабжения 146
13.5 Себестоимость передачи ЭЭ 146
13.6 Расчетный срок окупаемости проекта 146
13.7 Расчетная ставка рентабельности 147
13.8 Чистый дисконтированный доход (NPV) 147
13.9 Внутренняя ставка рентабельности 148
Заключение 150
Список использованной литературы 152

Фрагмент для ознакомления

Расчет проводится для двух значений Uрег. Алгоритм защиты автоматически выбирает нужную группу уставок, которые целесообразно использовать в данном режиме защищаемого трансформатора. Расчет коэффициента торможения Кторм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса. Расчет относительного значения тока небаланса Iнб.расчвыполняется по выражению: (11.9)где Кпер – коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме.В выражении (11.9) коэффициент Кпер является расчетной величиной (примем равным 2). Погрешности трансформаторов тока в переходном режиме определяются предельной кратностью К10, под которой понимается наибольшая кратность первичного тока, при которой полная погрешность ε в установившемся режиме при заданной вторичной нагрузке не превышает 10 %. Чем больше предельная кратность К10, тем меньше возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме. С учетом этого принято соединение трансформаторов тока по схеме «звезда» с нулевым проводом. В этом случае расчетное сопротивление нагрузки трансформаторов тока при трехфазных КЗ уменьшается примерно в три раза, а предельная кратность К10 во столько же раз возрастает. Коэффициент торможения Кторм.2 определяется по выражению (11.10)где Котс = 1,3 – коэффициент отстройки.Коэффициент 1,5 в выражении (11.10) учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 Iном. Коэффициент торможения Кторм.3 на третьем участке выбирается с учетом того, что при больших кратностях токов внешних КЗ наблюдается значительное искажение формы кривой токов небаланса. Методика точного расчета значения Кторм.3 с учетом всех влияющих факторов довольно сложна. Целесообразно использовать следующие приближенные расчетные значения: для трансформаторов мощностью 25 МВ⋅А и менее следует принять Кторм.3 равным 0,7; для трансформаторов мощностью 40 МВ⋅А и более следует принять Кторм.3 равным 0,9. Если для трансформаторов мощностью 25 МВ⋅А и менее с какой-либо стороны использованы первичные трансформаторы тока с вторичным номинальным током, равным 1 А, то следует принять Кторм.3 равным 0,9.11.2.2 Выбор уставки информационного параметра блокировкиОсновным режимом, определяющим значение коэффициента информационного параметра блокировки Кипб, является режим отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора при его включении на холостой ход. Для защит трансформаторов распределительных сетей рекомендуется значение Кипб, равное 0,38. Для трансформаторов,установленных в сетях собственных нужд станции, следует принять Кипб равным 0,34.11.2.3 Проверка чувствительностиКоэффициент чувствительности Кч определяется соотношением , (11.11)где Iд.min– минимальное относительное значение дифференциального тока при КЗ за трансформатором расчетного вида. Поскольку Iдзт.нач меньше 0,5 (о.е.) и тормозная характеристика имеет горизонтальный участок до тока торможения, равного 0,5 (о.е.), то для дифференциальных защит понижающих двухобмоточных трансформаторов всегда получается Кч > 2 с большим запасом и проводить проверку чувствительности не обязательно.11.2.4 Расчет дифференциальной токовой отсечки По условию отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора при его включении на холостой ход рекомендуется принять уставку отсечки на уровне 6 Iн. По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗуставку выбрать по выражению:, (11.12)где Котс = 1,2 – коэффициент отстройки;Кнб – отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ; Iкз.внеш.max– относительное значение максимального тока внешнего КЗ. Коэффициент Кнб зависит от значений параметра К10отн, остаточных индукций трансформаторов тока и ряда других факторов. При установке со всех сторон защищаемого трансформатора первичных трансформаторов тока со вторичным номинальным током, равным 5 А, принять коэффициент Кнб равным 0,7. Если со стороны ВН использованы трансформаторы тока со вторичным номинальным током, равным 1 А, то принять Кнб = 1,0.11.3 Релейная защита цеховых трансформаторовДля защиты внутрицеховых трансформаторов согласно ПУЭ предусмотрены следующие виды защит:- Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла;- Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него, для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ.- Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусмотрена дифференциальная защита, для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений.11.3.1 Газовая защитаБаки трансформаторов заполняются маслом, которое используется как для изоляции, так и для охлаждения. Ток короткого замыкания, проходящий через место установки токовой защиты при повреждении внутри бака трансформатора, например при витковых замыканиях, определяется числом замкнувшихся витков и поэтому может оказаться недостаточным для ее действия. Однако витковые замыкания представляют опасность для трансформатора и должны отключаться. Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Токовая и дифференциальная защиты на этот вид повреждения не реагируют. Отсюда возникает необходимость в использовании газовой защиты,фиксирующей появление в баке поврежденного трансформатора газа. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги или недопустимого нагрева. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Основным элементом газовой защиты является газовое реле (рис. 11.6). Корпус газового реле врезается в маслопровод между крышкой бака и расширителем, так чтобы не препятствовать циркуляции масла между ними. Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии маслаРис. 11.6 –Газовое реле защиты трансформаторав кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора.Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основным из которых является нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Вследствие несовершенства конструкции современных газовых реле защиту приходится выводить из действия при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др11.3.2 Максимально токовая защитаРасчет МТЗ трансформатора произведем без пуска по напряжению(ТА установлены на стороне ВН).Ток трехфазного КЗОпределяем рабочие токи нагрузокВыбираем ТТ:Для ВН: 100/5Для НН: 1500/5Ток срабатывания МТЗ (без пуска по напряжению) понижающих трансформаторов находят по формулам:Где Котс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность срабатывания реле (примем равным 1,1); Kсзп – коэффициент самозапуска, зависящий от вида нагрузки и ее параметров (может задаваться, примем равным 3; коэффициент возврата реле принимаемый равным 0,80…0,85; Iрабмах – максимальный рабочий ток защищаемого элемента; Kсх – коэффицинет схемы, зависящий от схемы соединения обмоток ТТ (примем равным 1); Ктт – коэффициент трансформации ТТ.Расчетным видом повреждения обычно считают двухфазное КЗ за трансформатором.Коэффициент чувствительности определяется по формуле:где Iкmin – ток КЗ в конце защищаемой зоны.Как видно выше из выражения Кчвыше 1,5, поэтому данная защита соответствует предъявляемымтребованиям.Время срабатывания защиты выбираем исходя из ступеней селективности и принимаем равным 2 с.где - ступень селективности, tпред – время срабатывания предыдущих ступеней.Расчет защиты от перегрузкиУстанавливаем на одну фазу. Отстройку защиты ведем от номинального тока при 100% загруженности трансформатора.Защиту от перегрузки устанавливаем со стороны ВН. Используем ТА с Ктт=100/5; Котс=1,05; Ксх=1 для соединения ТА в звезду, Кв=0,8Выдержка времени защиты от перегрузки выбирается из условия надежного несрабатывания защиты при пуске или самозапуске электродвигателей при АПВ.tп=10с – время пуска электродвигателя, tотс=1,3сОпределяем время срабатывания защиты.11.3.3 Токовая отсечка трансформатораДля защиты трансформатора небольшой и средней мощности от коротких замыканий в его обмотках на выводах и в соединениях используют токовую отсечку без выдержки времени.Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя. При этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателем. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.Токовая отсечка является наиболее простой и надежной защитой, имея в своем составе только измерительный орган.Недостатком отсечки без выдержки времени является неполная защита трансформатора. В её зону действия входит только часть обмотки. Защита не реагирует на замыкания на выводах и в соединениях с выключателем со стороны низшего напряжения. Для устранения этого недостатка токовую отсечку без выдержки времени дополняют максимальной токовой защитой, которая является вместе с тем защитой трансформатора от сверхтоков внешних коротких замыканий. При установке на трансформаторе защита действует на отключение выключателя со стороны высшего напряжения. Для повышения чувствительности к повреждениям внутри бака защита со ступенчатой характеристикой дополняется газовой защитой.Токовая отсечка отстраивается по максимальному току КЗ при повреждении за трансформатором. Ток срабатывания ТО вычисляется по формуле:где Котс – коэффициент запаса, принимаемый равным 1,25…1,50, в зависимости от типа токовых реле.Кроме того, ТО должна отстраиваться по броску намагничивающего тока Iнам, возникающего при включении трансформатора под напряжение, т.е., (11.13)где Котс=3…5.Для выполнения условия (11.13) ток Iс.з. должен в 3-5 раз превышать номинальный ток трансформатора Iном.Рис. 11.7 График и схема, поясняющие принцип действия ТО трансформатора12Безопасность и экологичность12.1 Требования норм технической документации к проектированию и эксплуатации трансформаторных подстанций и РУВ данном проекте существующая ТП реконструируется, а не проектируется вновь и производится только замена.При замене оборудования приняты следующие решения, в соответствии С ПУЭ(глава 4.2, табл. 4.2.5, табл. 4.2.7):Для РУ 10кВ:- Расстояние от токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий принято - 120мм.- Расстояние между проводниками разных фаз принято - 130мм.-Расстояние от токоведущих частей до сплошных ограждений принято - 150мм.-Расстояние от токоведущих частей до сетчатых ограждений принято – 220мм.- Расстояние между не ограждёнными токоведущими частями разных цепей принято – 2000мм.-Расстояние от неогражденных токоведущих частей до пола принято – 2500мм.- Расстояние от контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту принято – 150мм.- Ячейки выключателей 10кВ отделены от коридора обслуживания сетчатыми ограждениями, а друг от друга - сплошными перегородками из негорючих материалов. Такими же перегородками или щитами эти выключатели отделены от привода.- Неизолированные токоведущие части вне камер и расположенные нижеразмера 2500 мм от пола - ограждены. Высота прохода под ограждением составляет не менее1,9 м.(ПУЭ).- Токоведущие части, расположенные выше ограждений до высоты 2,3 м от пола, располагаются от плоскости ограждения на расстояниях- 220 мм.(ПУЭ табл. 4.2.7).- Ограждены аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем пола на высоте 2,2 м и более.Для РУ 0,4кВ (глава4.1):-Между неподвижно укрепленными неизолированными токоведущими частями разной полярности, а также между ними и неизолированными нетоковедущими металлическими частями приняты расстояния: 20 мм по поверхности изоляции и 12 мм по воздуху. От неизолированных токоведущих частей до ограждений приняты расстояния: 100 мм при сетках и 40 мм при сплошных съемных ограждениях.- Ширина проходов принята 1.5м; высота проходов в свету – более 2 м.-Расстояния между неогражденными неизолированными токоведущими частями, расположенными на высоте менее 2,2 м по обе стороны прохода приняты - 1,5 м.- Так как, длина помещения существующей ТП в ходе проекта не изменилась, топроходы обслуживания щитов 0.4 кВ иметь два выхода.- Выходы из проходов с монтажной стороны щита выполнены в щитовое помещение. -Расстояния от наиболее выступающих неогражденных неизолированных токоведущих частей (отключенных ножей рубильников), расположенных на доступной высоте (менее 2,2 м) по одну сторону прохода, до противоположной стены или оборудования, не имеющего неогражденных неизолированных токоведущих частей, приняты - 1,0 м (п.4.1.21.) Общие решения:-Корпуса панелей выполнены из несгораемых материалов, а конструкции кожухови других частей устройств из несгораемых или трудносгораемыхматериалов. -Поверхности гигроскопических изоляционных плит, на которых непосредственно монтируются неизолированные токоведущие части, защищены от проникновения в них влаги (пропиткой и окраской).- Ширина коридоров обслуживания обеспечивает удобное обслуживание установки и перемещение оборудования, причем она выполнена не менее (считая в свету между ограждениями): 1 м - при одностороннем расположении оборудования; 2 м - при двустороннем расположении оборудования.- Конструкция полов исключает возможность образования цементной пыли. Пороги в дверях между отдельными помещениями и в коридорах отсутствуют.- Двери из РУ 10кВиРУ 0,4кВ открываются в направлении других помещений или наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внешней стороны.- Под каждым трансформатором устроен маслоприемник в соответствии с требованиями [6 ], как для трансформаторов и аппаратов с массой масла более 600 кг.- Неизолированные токоведущие части защищены от случайных прикосновений (помещены в камеры, ограждены сетками и т.п.).12.2Требования норм технической документации к проектированию и эксплуатации кабельных линийПроектирование и сооружение кабельных линий производилось на основе технико-экономических расчетов с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей и т.п.В кабельных сооружениях, производственных помещениях и электропомещениях для электропроводок применены провода и кабели с оболочками только из трудносгораемых или несгораемых материалов, а незащищенные провода — с изоляцией только из трудносгораемых или несгораемых материалов.Металлические элементы электропроводок (конструкции, короба, лотки, трубы, рукава, коробки, скобы и т. п.) защищены от коррозии в соответствии с условиями окружающей среды.Электропроводка обеспечивает возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам, в соответствии с[1](п.2.1.31).При выборе трассы учтены участки с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей.Трасса кабельной линии выбиралась с учетом наименьшего расхода кабеля, обеспечения его сохранности при механических воздействиях, обеспечения защиты от коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений соседних кабелей электрической дугой при возникновении КЗ на одном из кабелей. Кабельные трассы выполнены так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них опасных механических напряжений и повреждений, для чего:- кабели уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены; - кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям и т.п., жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон изгибов и у соединительных и стопорных муфт;- кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам, закреплены так, чтобы была предотвращена деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах под действием собственного веса кабелей;- при прокладке кабелей рядом с другими кабелями, находящимися в эксплуатации, приняты меры для предотвращенияповреждения последних;- кабели проложены на допустимом расстоянии от нагретых поверхностей, предотвращающем нагрев кабелей выше допустимого, при этом должна предусматриваться защита кабелей от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и фланцевых соединений.Конструкции подземных кабельных сооружений рассчитаны с учетом массы кабелей, грунта, дорожного покрытия и нагрузки от проходящего транспорта. Кабельные сооружения и конструкции, на которых укладываются кабели, выполнены из несгораемых материалов. Каждая кабельная линия имеет свой номер или наименование. На территории предприятия кабельные линии проложены в земле (в траншеях), каналах, по эстакадам и по стенам зданий.Внутри зданий кабельные линии проложены непосредственно по конструкциям зданий (открыто и в коробах или трубах), в каналах, блоках, туннелях, трубах, проложенных в полах и перекрытиях, а также по фундаментам машин, в шахтах, кабельных этажах и двойных полах. При прокладке кабельных линий непосредственно в земле - кабели уложены в траншеях и имеют снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. При установке на кабельных линиях соединительных кабельных муфт выдержанны расстояния в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем не менее 250 мм.Прокладка кабелей в полу и междуэтажных перекрытиях выполнена в каналах или трубах. Проходы кабелей через перекрытия и внутренние стены выполнены в трубах или проемах; после прокладки кабелей зазоры в трубах и проемах заделаны легко пробиваемым несгораемым материалом.Прокладка кабельных линий в производственных помещениях выполнена с учетом следующих требований:- Кабели доступны для ремонта, а открыто проложенные - и для осмотра. Кабели, расположенные в местах, где производится перемещение механизмов, оборудования, грузов и транспорта, защищены от повреждений в соответствии с требованиями, приведеннымив[1](п2.3.15).- Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводамивило, выполнено не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями – не менее 1 м.12.3 Инструкция по охране труда для дежурного электромонтера по ремонту и обслуживанию оборудованияцеха, участка, службыНастоящая инструкция разработана в соответствии с требованиями:- Межотраслевых правил по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001. РД 153-34.0-03.150-00. - Правил устройства электроустановок 7 издание, переработанное и дополненное. - Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей.1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА1.1 К самостоятельной работе в качестве электромонтера по ремонту и обслуживанию электрооборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие:а) медицинское освидетельствование;б) курсовое обучение и проверку знаний по охране труда;в) профессиональное обучение и имеющие:- документ (удостоверение и др.) на право работы,- квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в электроустановках до 1000 В,- не ниже IVв электроустановках свыше 1000 В.1.2. После проверки знаний электромонтер должен пройти стажировку на рабочем месте (дублирование) продолжительностью не менее двух недель под руководством опытного работника, после чего он может быть допущен к самостоятельной работе.1.3. Периодическая проверка знаний электромонтера производится:а) не реже 1 раза в год; б) при нарушении ПТЭЭП и МПОТЭЭ требований настоящей инструкции;в) при переводе на другую работу;г) по требованию вышестоящей организации;д) по требованию органов надзора.1.4. Электромонтер в административном отношении подчинен начальнику ЭМО, а в техническом отношении – лицу, ответственному за электрохозяйство предприятия.1.5. Электромонтер является оперативно-ремонтным персоналом, ответственным за исправное состояние, правильное обслуживание и безаварийную работу электрооборудования закрепленных за ним подразделений.1.6. Электромонтер обязан знать и выполнять:правила внутреннего трудового распорядка; правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;правила устройства электроустановок; правила применения средств индивидуальной защиты, испытанных и отвечающих требованиям электробезопасности; правила пожарной безопасности, а также правила пользования средствами пожаротушения; правила оказания первой помощи при несчастных случаях для электромонтеров.1.7. Техническое состояние электрооборудования должно отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок потребителей».1.8. Электромонтер обязан:а) производить все работы в электроустановках по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации;б) производить обслуживание цеховых электроустановок (электрооборудования, электроосвещения, силовых и осветительных сетей) и их ремонт;в) выполнять ремонты электрооборудования по графику ППР для данного цеха;г) ежедневно осматривать все электрооборудование, следить за исправной работой электродвигателей и пусковой аппаратуры, проверять наличие заземления корпусов электродвигателей и пусковой аппаратуры, кожухов электрощитов, металлических труб и других элементов электрооборудования, подлежащих заземлению и которые могут оказаться под напряжением.1.9. Работы в электроустановках в отношении мер безопасности подразделяются на выполняемые:а) со снятием напряжения;б) без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;в) без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.Работы без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них должны выполнять не менее чем два лица, из которых производитель работ должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV, остальные не ниже III.1.10. По наряду-допуску производятся все работы по обслуживанию электроустановок, выполняемые:а) со снятием напряжения;б) без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;в) без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.1.11. По распоряжению могут производиться:а) работы без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, продолжительностью не более одной смены;б) внеплановые работы, вызванные производственной необходимостью, продолжительностью до одного часа;в) работы со снятием напряжения с электроустановок напряжением до 1000 В продолжительностью не более одной смены.1.12. Перечень работ, выполняемых электромонтером в порядке текущей эксплуатации электроустановок производственных подразделений, должен быть составлен лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия и утвержден главным инженером.1.13. Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется лицам, уполномоченным на это распоряжением лица, ответственного за электрохозяйство предприятия.Указанные лица должны иметь группу по электробезопасности не ниже V в электроустановках напряжением выше 1000 в и не ниже IV в установках напряжением до 1000 в.Право давать распоряжения на производство ряда работ, перечень которых определяется лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия, предоставляется также лицам из оперативно-ремонтного персонала с группой не ниже IV.1.14. Рабочее место электромонтера должно быть чистым, хорошо освещенным и не загромождено деталями, изделиями и материалами.Проходы, проезды, подходы к электроустановкам, электрощитам и противопожарным средствам должны быть свободными.1.15. Электромонтер должен постоянно помнить, что вследствие нарушения требований настоящей инструкции и правил охраны труда могут возникнуть опасности поражения электротоком, ожоги, механические травмы и др.2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ2.1. Привести в порядок свою спецодежду, правильно одеть ее, плотно застегнуть рукава, волосы убрать под головной убор. Не допускать свисающих концов спецодежды.2.2. Ознакомиться с записями в оперативном журнале, произвести приемку смены, сделать запись о принятии смены и расписаться.2.3. О всех замеченных недостатках на данном рабочем месте поставить в известность ответственного за электрохозяйство подразделения и до его указания к работе не приступать.2.4. Получить задание (в форме наряда, распоряжения или в порядке текущей эксплуатации) у ответственного за электрохозяйство подразделения (предприятия).2.5. Подготовить исправные и испытанные индивидуальные средства защиты (диэлектрические перчатки, галоши и т.п.)21. Организовать труд и рабочее место:а) обеспечить достаточное освещение, при пользовании переносной электролампой проверить - отвечает ли она требованиям безопасности;б) все, мешающее нормальной работе, удалить;в) проверить исправность необходимого для работы инструмента. ЗАПРЕЩАЕТСЯ производить работы в действующих электроустановках при наличии нарушений правил и инструкций по охране труда.3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ3.1. Электромонтер обязан:а) ознакомиться с устройством и электросхемой электроустановки;б) быть внимательным, не отвлекаться самому и не отвлекать других от работы;в) вести постоянный самоконтроль своей работы и принимать меры по предотвращению травм и аварий;г) согласовывать свои действия с работой других рабочих, занятых на ремонте электрооборудования и станков;д) постоянно следить за работой механизированного электро и пневмоинструмента;е) переносить инструмент только в специально оборудованных для этих целей сумках, ящиках, футлярах.3.2. При работе со снятием напряжения:а) произвести необходимые отключения и принять меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры: установка и снятие предохранителей, как правило, производится при снятом напряжении. Допускается:а) снимать и устанавливать предохранители под напряжением:- в электроустановках напряжением выше 1000 В с изолирующими клещами (штангой) в диэлектрических перчатках и защитных очках;- в электроустановках напряжением до 1000 В с изолирующими клещами - в диэлектрических перчатках и защитных очках.б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывесить запрещающие плакаты: снимать и вывешивать плакаты имеет право только лицо, производящее работы;в)проверить отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения эл.током;г) наложить заземления (включить заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установить переносные заземления);д) вывесить предупреждающие и предписывающие плакаты, оградить при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. 3.3. При работах без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них:а) в электроустановках напряжением до 1000В:- оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;- работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке, либо на диэлектрическом коврике;- применять инструмент с изолирующими рукоятками (у отверток, кроме того, должен быть изолирован стержень); при отсутствии такого инструмента пользоваться диэлектрическими перчатками;б) в электроустановках напряжением выше 1000 В работы должны производиться с применением средств защиты для изоляции человека от токоведущих частей, либо от земли.3.4. При прекращении подачи электроэнергии или перегорании одного из предохранителей на подстанции немедленно отключить общий рубильник цеха.О производственном отключении известить дежурного электромонтера по предприятию, ответственного за электрохозяйство предприятия. При возобновлении подачи электроэнергии включить общий рубильник и сообщить мастеру о возможности включения оборудования.3.5. При обслуживании электродвигателей электромонтер обязан:а) отключить электродвигатель;б) на пусковом устройстве или ключе управления повесить плакат: «Не включать. Работают люди»;в) снять напряжение, согласно требованиям ПТЭЭП и МПОТЭЭ;г) проверить отсутствие напряжения на электродвигателе;д) перед допуском к работе на электродвигателях насосов, дымососов и вентиляторов, если возможно вращение электродвигателей от соседних с ними механизмов, должны быть закрыты задвижки и шиберы последних, а также приняты меры по затормаживанию роторов электродвигателей; ограждения вращающихся частей электродвигателей во время работы снимать запрещается.3.6. При производстве работ с применением механизмов и грузоподъемных машин:а) при работе с гидроподъемником:- подъем людей осуществлять при непосредственном руководстве водителя машиниста;- пристегнуться к люльке монтажным поясом;- обеспечить зрительную связь между находящимся в корзине (люльке) членом бригады и водителем, при отсутствии такой связи у вышки должен находиться третий член бригады, передающий водителю команды о подъеме или спуске корзины (люльке);б) при обслуживании осветительных устройств с тележки мостового крана работа должна производиться не менее чем двумя лицами, одно из которых с группой по электробезопасности не ниже Ш, второе лицо должно находиться вблизи работающего и следить за соблюдением им необходимых мер безопасности:- с троллейных проводов перед подъемом на тележку снять напряжение;- работать с применением предохранительного пояса;- передвигать мост или тележку только по команде производителя работ. ЗАПРЕЩАЕТСЯ: устанавливать временные подмостки, лестницы и т.п. на тележке, передвигать мост и тележку в момент нахождения людей на тележке.3.7. При ремонтных работах на кабельных линиях электропередач земляные работы должны производиться в соответствии с правилами производства земляных работ на территории предприятия.3.8. Переносные лестницы и стремянки, применяемые для ремонтных работ, должны иметь устройства, предотвращающие при работе возможность сдвига и опрокидывания. Нижние концы переносных лестниц и стремянок должны иметь оковки с острыми наконечниками, а при пользовании ими на асфальтовых, бетонных и подобных полах должны иметь башмаки из резины или другого не-скользкого материала. Лестницы должны верхним концом надежно опираться на прочную опору. При необходимости опереть лестницу на провод, она должна быть снабжена крючком в верхней части.При обслуживании, а также ремонтах электроустановок применение металлических лестниц ЗАПРЕЩАЕТСЯ.3.9. Работу с использованием лестниц должны выполнять два лица, одно из которых находится внизу.Работа с ящиков и других посторонних предметов ЗАПРЕЩАЕТСЯ.3.10. Подключение переносного электроинструмента и переносных электроламп производится только электромонтером в соответствии с ПЭЭП и МПОТЭЭ.3.11. Осуществление надзора за соблюдением правил техники безопасности лицами, работающими переносными электроинструментами и переносными электролампами, электромонтер производит в соответствии с правилами электробезопасности.3.12. В случае загорания отключить напряжение на распределительном щите предприятия или на подстанции, только после этого применять противопожарные средства.4ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИК ПОВЕДЕНИЮЭЛЕКТРОМОНТЕРА В АВАРИЙНЫХСИТУАЦИЯХ4.1. При возникновении аварийной ситуации в электроустановках электромонтер обязан:а) произвести аварийное отключение электроустановки и немедленно сообщить лицу, ответственному за электрохозяйство подразделения;б) осуществить все организационные и технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.4.2. Аварийные работы должны производиться при строгом соблюдении Правил охраны труда.4.3. При несчастных случаях с людьми электромонтер обязан немедленно поставить в известность администрацию.5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ5.1. Произвести уборку рабочего места, убрать инструмент и приспособления.5.2. Установить на место предохранители, соблюдая требования пункта 22 настоящей инструкции, снять плакаты.5.3. Осуществить подачу напряжения на электроустановку.5.4. Доложить механику подразделения об окончании ремонта или обслуживания и подаче напряжения.5.5. Все замеченные неисправности, как устраненные, так и не устраненные, а также аварии, происшедшие за время работы, заносятся в оперативный журнал с указанием времени аварии, причины и длит-ти простоя.5.6. Произвести передачу смены вновь заступившему электромонтеру, ознакомить со всеми имеющимися неисправностями и поступившими распоряжениями, оформить передачу подписями в журнале.5.7. Приемка и сдача смены ЗАПРЕЩАЕТСЯ:а) во время ликвидации аварии, производства переключений или операций по включению и отключению оборудования;б) при загрязненном оборудовании, неубранном рабочем месте и обслуживаемом участке.5.8. Приемка смены при неисправном оборудовании или ненормальном режиме его работы допускается только с разрешения лица, ответственного за данную электроустановку.12.4 Расчет заземления трансформаторной подстанцииТребуется рассчитать заземление ТП рассматриваемого предприятия, находящегося в климатической зоне 2. Для выполнения заземления трансформаторной подстанции используются искусственные заземлители. Под искусственными заземлителями понимаются закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для осуществления связи с землей.Согласно [6, п.1.7.101] cопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 4 Ом при линейном напряжении 380 В источника трехфазного тока или 220 В источника однофазного тока.Заземлитель решено выполнить из стержней диаметром 12 мм, длиной 3 м, соединенных стальной полосой 40х4 мм. Приближенное значение удельного сопротивления земли в месте устройства заземлителя - по [1, табл.8-1].Определим расчетные значения удельного сопротивления с учетом промерзания и высыхания по формулам12.1 и 12.2.Для горизонтальных электродов:(12.1)Для вертикальных электродов: (12.2)где kс.г., kс.в. – значение сезонного коэффициента, по [ 1, табл. 8-2],k2 – коэффициент по [1, табл.10-2].При известных длине и ширине защищаемого объекта, где будет размещаться заземлитель, определим общую длину горизонтальных электродов (полос). Она равна 85 м – из данных задания. Тогда сопротивление растеканию горизонтального полосового электрода определим по формуле 12.3 [1]:(12.3) где - удельное расчетное сопротивление,l – длина полосы (из исходных данных), м,b – ширина полосы, м,t – глубина заложения, м.Сопротивление одного вертикального электрода, нижний конец которого находится ниже уровня земли, может быть рассчитано по формуле 12.4:. (12.4)где - удельное расчетное сопротивление,l – длина электрода, м,d – внешний диаметр электрода, м.t – глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины электрода, м.Определим приближенно число вертикальных электродов (стержней), считая, что сопротивление заземлителя достигается только ими. Примем предварительно коэффициент использования =0,5.Тогда на основе формулы 12.5[1]:(12.5)Уточняем сопротивление полос с учетом их коэффициента использования и возможность за счет их сопротивления уменьшить число стержней. По [1, табл.8-9] коэффициент использования полосы в контуре из 12 вертикальных электродов при a/l = 2 равен 0,4. ТогдаНеобходимое сопротивление стержней: Уточненное число стержней при=0,65 согласно [1, табл.8-7] равно:Принимаем nв = 7 штук.Таким образом получаем, что для выполнения заземление требуется 7 стержней. Для симметрии принимаем число стержней, равное 8. На рис. 12.1 показан план заземления ТП.Рис.12.1 План заземления ТП13 Технико-экономические показатели системы электроснабженияОпределяем суммарные капиталовложения в систему электроснабжения по предприятию в целом, издержки на кабельные линии, силовое оборудование согласно [14]. Также определяется полезная энергия и полная потребляемая энергия за год. Далее определяем относительную величину потерь электроэнергии, средневзвешенный КПД по энергии и себестоимость передачи электроэнергии.Все приведенные расчеты необходимы для выявления эффективности капиталовложений, оценки результатов деятельности предприятия в целом, а также для разработки решений по отдельным технико-экономическим проблемам.13.1Суммарные капиталовложенияК∑ = Ккл+ Кктп+ Кку+ККру , (13.1)где: Ккл - суммарные капиталовложения в кабельные линии 10, 0.4кВ;Кктп - суммарные капиталовложения в ТП , в РУ-10кВ;Кку - суммарные капиталовложенияв компенсирующие устройства 0.4кВ;ККру - суммарные капиталовложения в распределительные устройства.а) Кабельные линии:Таблица 13.1Uн, кВСечение, мм2Цена 1 км на 2010г. т.р.Длина l, мСтоимость, т.р.0.44х1065.226201,304х1684.335705,904х2591.227302,744х50155.26727542,704х120340.97621071,604х150405.85020081,174х185494.088860424,924х240618.78025001546,95Итого2349,72Итого с учетом монтажа2819,6Примечание: примем среднюю стоимость прокладки в размере 20% от стоимости кабеля.б) Компенсирующие устройства: Таблица 13.3Qку, кварN, штЦена 1 шт на 2010 г т.р.Общая стоимость КУНа 0,4 кВ80441,2164,890246,893,6100249,9899,96125269,9139,8150472,7290,8180283,2166,4Итого955,36Итого с учетом монтажа1003,128Примечание: стоимость монтажных работ принята в размере 5% от стоимости оборудования.в) Ячейки КСО-298:Стоимость ячейки КСО-272 по ценам 2010 года – 248 тыс. руб. Их количество 20 шт.. Полная стоимость ячеек КСО-298 составляет 4960 тыс.руб. г) Стоимость РУ 0.4кВ:Стоимость панели ЩО-70 по ценам 2010 года – 15.тыс.рыб.. Их общее количество 30 шт.. Полная стоимость панелей составит 453 тыс.руб..Итак, суммарные капиталовложения: К∑=2819,6+1003,128+4960+453=9235,728(тыс. руб.)13.2 Эксплуатационные издержкиа) Определим издержки на ремонт и обслуживание силового оборудования:, где (12.2)α – норма отчислений .Итак: (тыс. руб.)б) Издержки на кабельные линии определим по формуле 13.3: , где (12.3)для КЛ αкл=2.6% (тыс. руб)в) Суммарные издержки на силовое оборудование и КЛопределим по формуле 13.4:И∑ = 378,55+73,3=451,86 (тыс. руб).(12.4)г) Затраты на возмещение ежегодных потерь электроэнергииопределим по формуле 13.5:, где (12.5) β –ставка тарифа на электроэнергию, β=2,84 руб/кВт*час;д) - потери электроэнергии, определяемые по выражению 12.6:, где (12.6)- потери мощности в элементах сети (по расчету установившегося режима в ПК "Энергия")- время использования максимума потерь, ч= 8760 ч - –ремя работы трансформаторов в году.△Э = 2279,1·(150,79)+8760·19,59 = 515273,889 (кВт·ч/год)И△Э= 2,84·515273,889 = 1463,33785 (т.р)е) Суммарные издержкиопределим по формуле 13.7:И∑И = 451,86+1463,33785 =1915,2 (т.р)(13.7)13.3 Энергетические показатели проектаа) Полезная энергия определяется по формуле 13.8:, где (12.8) - суммарная активная осветительная нагрузка, кВт = 2000 - –ремя работы осветительных установок в году.Эполезн.= 1648,37·3860,7+586,6·2000 = 7537062,059 (кВт·ч/год).б) Полная потребляемая за год энергияопределяется по формуле 13.9:(12.9) = 7537062,059 + 515273,889 = 8052335,948 (кВт·ч/год)в) Относительная величина потерь электроэнергииопределяется по формуле 13.10: (%) (12.10)13.4 КПД системы электроснабженияа) Средневзвешенный КПД по энергииопределяется по формуле 12.11: (%) (12.11)б) Максимальный КПД по мощностиопределяется по формуле 13.12: (%) (12.12)13.5Себестоимость передачи ЭЭСебестоимость передачи ЭЭопределяется по формуле 12.13:(р./кВт·ч) (12.13)с = 25.4 коп/кВт13.6 Расчетный срок окупаемости проектаРасчетный срок окупаемости проектаопределяется по формуле 12.14:Рокуп = К/Д, (12.14)где К – суммарные капиталовложения в сеть Д – приток наличности за год.Д = Эф·(1-Нприб)+АмЭф = Крент – ()= 2,84··0.4 – 1915,2·1000 = = 6607392,499 руб.год - суммарные издержки на эксплуатацию оборудования и возмещение потерь энергии И∑И=1954,71 (т.руб./год)Ам – амортизационные отчисления. Ам = 491,334тыс.руб./годТогда приток наличности в год будет составлять:Д = 6607392,499 ·(1-0.2)+ 1954710 = 7240,62 тыс.руб/годСрок окупаемости будет составлять:Рокуп =9235728 /7240,62·1000 = 1,276 года. Нормативный срок окупаемости составляет 2-3 года. Поскольку срок окупаемости проекта в пределах нормативного, то считаем проект окупаемым.13.7Расчетная ставка рентабельностиРасчетная ставка рентабельностиопределяется по формуле 12.14:Рент = (Д-Ам)/К =( 7240,62 – 491,334)/ 9235,728 = 73,078%. (12.14)Расчетная ставка рентабельности выше ставки рефинансирования Центробанка РФ, которая на данный момент составляет 8%.13.8Чистый дисконтированный доход (NPV)Для расчета потребуются следующие данные:Таблица 13.3Данные для проведения расчетов NPVставка дисконта16.00%мощность потребителей, кВт1648,37полезный отпуск в сеть кВт*час/год7537062,059рост тарифа0нормативная рентабельность, о.е.0.4потери в год, кВт*час515273,889потери постоянные, кВт19,59потери переменные, кВт150,79Тм, час3860,7τмах, час2279,1Расчет чистого дисконтированного дохода (NPV) производим в табл.12.4 по данным табл.12.3:Таблица 13.4Расчет чистого дисконтированного дохода (NPV)N годаКоэффициент дисконтирования dt=1/(1+E)tКапиталовложения и текущие затраты Кt+3t, тыс.р.Приток денежных средств от основной деятельности, тыс. руб.Дисконтированные затраты ДЗt=(Kt+3t-R)*dt, тыс.р.Дисконтированные затраты нараст., тыс.р.01.0000-9235,7280.00-9235,728-9235,72810.8621-1954,71 7240,626242,14-2993,58820.7432-1954,71 7240,625381,232387,64230.6407-1954,71 7240,624639,064639,0640.5523-1954,71 7240,623998,9911025,6950.4761-1954,71 7240,623447,2614472,9560.4104-1954,71 7240,622971,5517444,5Чистый дисконтированный доход17444,5 Чистый дисконтированный доход от реализации проекта за 6 лет эксплуатации составит 17444,5 тыс.руб. Поскольку значение чистого дисконтированного дохода положительное, то проект окупаем и возможно принять положительное решение по его внедрению.13.9Внутренняя ставка рентабельностиВнутренняя ставка рентабельности определяется при равенстве нулю чистого дисконтированного дохода.Для ее определения требуется решить уравнение вида:Д·Σ1/(1+R)t – K=0t = 6летR – внутренняя ставка рентабельностиРешив данное уравнение получим:Σ1/(1+R)t=К/Д=9235,728/7240,62=1,27 , СледовательноJRR=30%ЗаключениеВ дипломном проекте была выполнена реконструкция системы электроснабжения, связанная с реконструкцией производственных цехов и помещений завода, рассмотрена конфигурация старой сети, в основном на предприятии преобладала радиальная схема. В связи с этим был предложен ряд мероприятий по совершенствованию системы электроснабжения:- замена старых панелей КСО-272 с масляными выключателями, на более новые панели КСО-298, с вакуумными выключателями, на РУ-10 кВ;- замена панелей ПРС-II, на панели ЩО-70, на РУ-0.4кВ;- установка батарей конденсаторов для компенсации реактивной мощности с автоматическим регулированием компенсации реактивной мощности;- замена кабелей с бумажной изоляцией на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.Разработаны 2 варианта схемы электроснабжения.Проведено технико-экономическое сравнение вариантов, в результате расчетов выбран наиболее оптимальный.В выбранном варианте произведена замена, выполнен расчет и проверка кабельных линий на 0.4 кВ и 10 кВ.Рассчитаны потери мощности в кабельных линиях и потери мощности в трансформаторах, они составили△Р=150,70 (кВт),△Q=205,28 (квар).Рассмотрены требования норм технической документации при проектировании и эксплуатации трансформаторных ПС и КЛ, так же произведен расчет заземления ТП.В разделе выбор способов и средств компенсации реактивной мощности выбраны конденсаторные установки типа КРМ-0.4 с автоматическим регулированием реактивной мощности. Компенсирующие устройства установлены на шинах ВРУ цехов, в непосредственной близости к приемникам реактивной энергии.Определены технико-экономические показатели проекта:капитальные затраты на внутризаводскую сеть - 9235,728тыс. руб.; годовые потери электроэнергии в сети предприятия- 515273,9 кВт·ч/год; ежегодные эксплуатационные расходы –1954710 руб./год; себестоимость передачи распределения электроэнергии - 25.9 коп/квт·ч.;КПД- 93,6 %.Принятые решения в проекте выполнены в соответствии с действующими нормативными и директивными документами на проектирование системы электроснабжения промышленных предприятий (ПУЭ, ПТЭ и ПТБ и др.).Список использованной литературы1.ГОСТ 28249-93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1кВ».2.ГОСТ 6825-91 «Лампы люминесцентные трубчатые для общего освещения».3.ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.4.ГОСТ 17677-82. Светильники. Общие технические условия.5.РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. / М.: ВНИПИ ТЯЖПРОМЭЛЕКТРОПРОЕКТ, 1992.6.Правила устройства электроустановок. 7-е издание.7.Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей.8.СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».9.СНиП 2.01.02.-85. Противопожарные нормы. М.: Стройиздат, 1986.10.СНиП 2.01.01.-82. Строительная климатология и геофизика. М.: Госстройиздат, 1983.11.СНиП 2-89-80. Генеральные планы промышленных предприятий. М.: Стройиздат,1981.12.Долгопол Т.Л. «Проектирование внутрицехового электроснабжения». Методические указания по курсовому и дипломному проектированию, ч. I, II. – Кемерово, 2008.13.Кожевников Н.Н. Экономика и управление в энергетике. /Т.Ф. Басова, Н.Н. Кожевников, Э.Г. Леонова, Т.В. Петрикова, Н.С. Чинакаева. Под ред. Н.Н. Кожевникова. – М.: Издательский центр «Академия», 2003, 346 14.Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. –2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг, 2006 – 672с.15.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций». Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. 1989.16.Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книга энергетика. –5-е изд., перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1987. –568с.17.Справочник по проектированию электрических сетей. / под редакцией Д. Л. Файбисовича - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с.18.Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования. – М.: Форум, 2005. – 214 с.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В дипломном проекте была выполнена реконструкция системы электроснабжения, связанная с реконструкцией производственных цехов и помещений завода, рассмотрена конфигурация старой сети, в основном на предприятии преобладала радиальная схема.
В связи с этим был предложен ряд мероприятий по совершенствованию системы электроснабжения:
- замена старых панелей КСО-272 с масляными выключателями, на более новые панели КСО-298, с вакуумными выключателями, на РУ-10 кВ;
- замена панелей ПРС-II, на панели ЩО-70, на РУ-0.4кВ;
- установка батарей конденсаторов для компенсации реактивной мощности с автоматическим регулированием компенсации реактивной мощности;
- замена кабелей с бумажной изоляцией на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Разработаны 2 варианта схемы электроснабжения.
Проведено технико-экономическое сравнение вариантов, в результате расчетов выбран наиболее оптимальный.
В выбранном варианте произведена замена, выполнен расчет и проверка кабельных линий на 0.4 кВ и 10 кВ.
Рассчитаны потери мощности в кабельных линиях и потери мощности в трансформаторах, они составили △Р=150,70 (кВт),△Q=205,28 (квар).
Рассмотрены требования норм технической документации при проектировании и эксплуатации трансформаторных ПС и КЛ, так же произведен расчет заземления ТП.
В разделе выбор способов и средств компенсации реактивной мощности выбраны конденсаторные установки типа КРМ-0.4 с автоматическим регулированием реактивной мощности. Компенсирующие устройства установлены на шинах ВРУ цехов, в непосредственной близости к приемникам реактивной энергии.
Определены технико-экономические показатели проекта:
капитальные затраты на внутризаводскую сеть - 9235,728тыс. руб.;
годовые потери электроэнергии в сети предприятия- 515273,9 кВт•ч/год;
ежегодные эксплуатационные расходы –1954710 руб./год;
себестоимость передачи распределения электроэнергии - 25.9 коп/квт•ч.;
КПД- 93,6 %.
Принятые решения в проекте выполнены в соответствии с действующими нормативными и директивными документами на проектирование системы электроснабжения промышленных предприятий (ПУЭ, ПТЭ и ПТБ и др.).

Аннотация:

Тема лечения проекта: Внутризаводское электрической энергии "Тамбовский завод подшипников скольжения".

В курсовом проекте рассмотрены вопросы реконструкции системы электроснабжения метизного производства: от технико-экономического сопоставления выбраны: оптимальный вариант системы и оптимальный уровень напряжения, электрические приборы, рассчитаны соответствующие токам короткого замыкания, релейной защиты.

1. Проектирование системы внешнего электроснабжения

1.1 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (тепла), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и дают устройства.

Правильное определение электрических нагрузок является основой рационального построения и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий.

В определении много расчетов должны учитываться следующие положения:

· Графики много мастерских или промышленных предприятий изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются (коэффициент заполнения графика нагрузки встает).

· Постоянное совершенствование производства (автоматизация и механизация производственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемой предприятием. Этот факт влечет за собой рост электрических нагрузок.

· При проектировании системы электроснабжения необходимо учитывать перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок предприятия в ближайшие 10 лет.

расчетная нагрузка предприятия-это раз, силовых и освещения. Исходные данные для того, чтобы найти силы нагрузки список установленной мощности ЭП с учетом их числа и характеристик, а установленная мощность осветительной нагрузки необходимо рассчитывать.

1.1.1 Расчет мощности нагрузки цехов

Основными исходными материалами для определения расчетных нагрузок завода в целом, этот метод служит список приемников электрической энергии, с указанием их номинальной мощности (Табл.1).

На заводе "ТЗПС" основными потребителями являются силовые общепромышленные установки. К этой группе приемников относятся компрессоры, вентиляторы, насосы, подъемные и транспортные устройства, которые работают постоянно неизменной или мало меняющейся нагрузки.

Узнать стоимость работы