Электроснабжение завода торгового машиностроения

Повторный пуск ответственных механизмов осуществляют после восстановления напряжения с помощью устройств АПВ. АПВ двигателей осуществляют с использованием реле РПВ - 58. В качестве пускового органа АПВ используют реле напряжения, контролирующее напряжения на шинах. АПВ электродвигателей осуществляется после того, как закончится самозапуск двигателей ответственных механизмов, не отключаемых от шин. Для обеспечения этого условия пуск устройства АПВ осуществляется при замыкании контакта реле напряжения (при напряжении на шинах, близком к номинальному), включенного в цепь реле времени РПВ - 58.

Когда к шинам подстанции наряду с асинхронными электродвигателями подключены синхронные, пуск устройства АПВ осуществляется не от реле напряжения, а от реле частоты.

15.2 Автоматическое включение резерва

Автоматическое включение резервного питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда перерыв в электроснабжении вызывает убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР. Устройства АВР применяют, когда имеется в наличии или проектируется дополнительный (резервный) источник питания. В этом случае при отключении рабочего источника устройством АВР включается второй источник, нормально находящийся в резерве. Такие системы действую надежно, но требуют для своего осуществления значительных капитальных затрат. Для устранения этого недостатка применяют устройства АВР для оборудования, которое в нормальном режиме работает, но используется не полностью, что отвечает экономически целесообразному режиму работы этих установок.

Автоматическое включение резервного электродвигателя, как правило, происходит после их отключения любыми видами защит, а также при ошибочных действиях обслуживающего персонала или самопроизвольном отключении выключателей.

При выполнении устройства АВР оборудования должны соблюдаться следующие условия:

1. для предотвращения включения резервного электродвигателя АВР не должна работать до отключения выключателя рабочего источника;

2. действие АВР должно быть однократным;

3. при установке устройства АВР кроме основной максимальной токовой защиты на рабочем элементе должен устанавливаться пусковой орган минимального напряжения, для того, чтобы схема АВР могла действовать при исчезновении напряжения на шинах.

Устройства АВР выполняют на оперативном как переменном, так и постоянном токе. Источником питания оперативного переменного тока служат трансформаторы напряжения, установленные на рабочем или резервном вводе или на шинах подстанции в зависимости от схемы устройства АВР. Эффективность действия АВР в системах электроснабжения составляет 90 - 95 %. Простота схем и высокая эффективность обусловили широкое применение АВР в электрических сетях и энергосистемах.

АВР двигателей применяют для ответственных потребителей 1-й категории, перерыв в электроснабжении которых является недопустимым. АВР двигателей происходит не только при отключении электродвигателя рабочего агрегата, но и при изменении технологических параметров агрегата. Схема АВР срабатывает при отключении выключателя 1В рабочего насоса средствами релейной защиты (РЗ - выходные контакты релейной защиты) или при изменении технологического режима насоса, например при понижении давления в питающей линии (при этом срабатывает реле давления Д). В обоих случаях получает реле 1П и подает импульс на отключение выключателя 2В (где 2ЭВ - электромагнит включения) резервного насоса. Однократность АПВ обеспечивается реле 2П.

15.3 Выбор источников оперативного тока

Для питания оперативных цепей релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации принимаем выпрямленный оперативный ток. Выпрямленный оперативный ток получают преобразованием переменного тока в постоянный с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств.

Для выпрямления переменного тока используются:

блок питания стабилизированный типа БПНС-2 совместно с токовым БПТ-1002 - для питания цепей защиты, автоматики, управления;

блок питания нестабилизированный типа БПН-1002 - для питания цепей сигнализации и блокировки;

силовые выпрямительные устройства ТЧ на УКПК - для питания включающих электромагнитов приводов выключателей.

Питание выпрямительных блоков напряжения осуществляется от трансформаторов собственных нужд.

Блоки питания БПТ-1002 включаются на комплекты трансформаторов тока.

16.Релейная защита

16.1 Выбор релейной защиты

электроснабжение потребитель нагрузка замыкание

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных элементов системы. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются к.з. между фазами электрооборудования и однофазные к.з. на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными к.з. и замыканиями на землю имеют место витковые замыкания. В следствии возникновения к.з. нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создаёт ущерб для промышленного предприятия.

При протекании тока к.з. элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварий устанавливают совокупность устройств, называемых релейной защитой обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.

Особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприемников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

При проектировании релейной защиты и автоматики должны учитываться:

схема первичных соединений сетей и подстанций промышленного предприятия и проектируемого узла нагрузки;

необходимый уровень надежности электроснабжения электроприемников, их режимы работы, включая переходные;

технические требования, предъявляемые к защите электрооборудования (преобразовательных агрегатов, электродвигателей, трансформаторов и т. п.):

технические требования энергосистемы;

возможные виды повреждений и анормальных режимов работы электрооборудования и сетей, виды и уставки устройств релейной защиты и автоматики на смежных с проектируемым участках сетей.

Особое внимание должно быть обращено на комплексное решение вопросов эффективного функционирования устройств релейной защиты и автоматики всего узла нагрузки, начиная с выбора видов и расчета уставок проектируемых устройств и кончая правильным их подключением к цепям оперативного тока, к цепям управления ком мутационными аппаратами, к трансформаторам тока и напряжения.

В промышленных электроустановках широкое применение находят устройства релейной защиты и автоматики с реле косвенного действия, использующие постоянный или выпрямленный оперативный ток. Реже применяется переменный оперативный ток. Как правило, используются устройства, выполненные с электромеханическими или полупроводниковыми реле. Начали применяться комплектные устройства релейной защиты и автоматики с измерительными и функциональными органами на интегральных микросхемах.

Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматриваю от следующих повреждений и ненормальных режимов работы.

многофазные замыкания в обмотках и на вводах;

однофазных замыканий на землю в обмотке и на вводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотка обусловленных внешними к.з.;

токов в обмотка обусловленных перегрузкой;

понижение уровня масла

Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов работы устанавливают следующие виды защиты:

дифференциальная токовая защита то токов к.з. в обмотках и на вводах.

максимальная токовая защита то сверх перетоков, обусловленных перегрузкой.

Газовая защита от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла.

16.2 Защита трансформаторов ГПП

16.2.1Дифференциальная токовая защита

Для осуществления защиты используются трансформаторы тока ТАI, ТАII, установленные с обеих сторон защищаемого трансформатора у выключателей Q1 и Q2.

Вторичные обмотки ТТ и реле КА соединяются в схему продольной защиты с циркулирующими токам. При этом в реле КА проходит ток небаланса, обусловленный рядом факторов, рассмотренных ниже.



Для расчета защиты необходимо знать максимальное и минимальное значения тока к.з. в точке К2 с учетом изменения сопротивлений системы и силового трансформатора при работе устройства РПН.

Параметры трансформатора ТРДН.

Sт = 40мВА.

Кт = (115кВ±16%)

Umax.в.н. = 126кВ. Uср. = 115кВ. Umin.в.н. = 96,6кВ.

Uк.ср.вн-нн1(нн2) = 20% Uк.max = 20,12% Uк.min = 18,7%

[2 стр.142 таб.2.58]

Сопротивление питающей системы во всех режимах.

Хс = Uср / (v3*Iп.о.к1) = 115 / (v3*10,24) = 6,49Ом.

Определяем сопротивление трансформатора при работе на крайних ответвлениях РПН.

Хтр.min=(Uк.min•Umin.вн.)/(100•Sном.тр.)=(18,7•96,6)/(100•40)=43,63Ом.

Хтр.max=(Uk.max•Umin.вн)/(100•Sном.тр)=(20,12•126)/(100•40)=79,86Ом.

Расчитываем токи К.З. в точках К1 и К2.(в обмотках ВН и НН трансформатора).

Iк3.max.вн.=Uном/(v3•[Хс+Хтр.min)=(115·10і)/(3·[6,49+43,63]=1326А

Iк3.mаx.нн.= Iк3.max.вн.•Umin.вн / Uнн = 1326•96,6 / 6,3 = 20332А.

Iк3.min.вн.=Umax.вн/(v3•[Хс+ Хтр.max)=(126·10і)/(v3·[6,49+79,86]=843А

Iк3.min.нн.= Iк3.min.вн.•Umax.вн / Uнн = 843•126 / 6,3 = 16800А

Определяем номинальные первичные токи трансформатора.

Iном.пер.вн. = Sном / (v3*Uном.нн.) = 40000/ (v3*115) = 201А.

Iном.пер.вн. = Sном.нн. /(v3*Uном.нн) = 40000 / (v3*6,3) = 2294А.

Выбираем трансформаторы тока с коэффициентом трансформации.

Для В.Н. - nт = 400/5.

Для Н.Н. - nт = 3000/5.

Рассчитываем токи в плечах защиты;

Iвтор.вн. = Iном.вн. v3/nт.вн. = 201*v3/(400/5) = 4,35А

Iвтор.нн. = Iном.нн. Ксх/nт = 2294*1/(3000/5) = 3,06А

Определяем первичный ток небаланса без учета составляющей Iґґґнб , так как неизвестно число витков обмоток НТТ реле.

Iнб =Iґнб + Iґґнб

Составляющая обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

Iґнб = Капер*Кодн*Iк.max.вн *е

Где Капер = 1 - для реле с НТТ - коэффициент учитывающий переходный режим.

Кодн = 1 - коэффициент однотипности.

е = 0,1 - относительное значение тока намагничивания.

Iґнб = 1*1*0,1 *1326 = 132,6А.

Составляющая, учитывающая наличие РПН в трансформаторе.

Iґґнб =?Uхх*Iк.max.вн. = 0,16 • 1326 = 212,2А

Iнб = 132,6 + 212,2 = 344,8А.

Определим предварительное, без учета Iнб значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса.

Iс.з. > Кн*Iнб

Кн = 1,3 (для реле РНТ)

Iс.з. > 1,3*344,8 = 448,2А.

Определяем значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания;

Iс.з. > Кн *Iном.тр.

Iс.з. > 1,3*201 = 261,3А

Так как Iс.з. при отстройке от броска тока намагничивания меньше чем Iс.з. при отсройке от тока небаланса, то нет необходимости уточнять значение Кн в условии Iс.з. > Кн • Iном.тр.

Производим предварительную проверку чувствительности защиты при повреждении в зоне ее действия.

А) При двухфазном К.З. в точке К-2.

Iр.min = (1,5 • Iк.min.вн.) / nт - для схем треугольника с двумя реле.

Где Iк.min.вн. = Iк.min.нн. • Uном.нн. / Uном.вн. = 16860•6,3/115 = 923А - ток в месте установки защиты.

Iр.min = (1,5 • 923) / 80 = 17,3А

Определяем предварительно ток срабатывания реле;

Iс.р. = Iс.з. • Кс.х / nт.вн.

Где Кс.х. = v3 - коэффициент схемы при симметричном режиме для схемы треугольника

Iс.р. = 448,2 • v3 / 80 = 9,7А

Определяем предварительное значение коэффициента чувствительности

Кч = Iр.min / Iс.р. = 17,3 / 9,7 = 1,78 < 2

Так как коэффициент чувствительности получился меньше 2, то делаем расчет дифференциальной защиты трансформатора с торможением на реле типа ДЗТ-11.

Тормозную обмотку реле ДЗТ-11 устанавливаем в плечо стороны Н.Н.

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания;

Iс.з. > Кн • Iном.тр.

Кн = 2,1- 3,7Хк - для реле серии ДЗТ-11

Хк = Хк / Хб

Где Хб = Uном / Sном.тр. = 115 / 40 = 330,625

Хк = Хс + (1,1 - 115) • Хв

Где Хв = (12,7 + Uк.ср.вн-нн) / 1,35 = (12,7 + 20) / 1,35 = 24,22

Хв - индуктивное сопротивление включаемой обмотки трансформатора при полном насыщении магнитопровода.

Хв = 24,22 • 115 / (100 • 40) = 80,08Ом.

Хк = 6,49 + 1,15 • 80,08 = 98,58Ом.

Хк = 98,58 / 330,625 = 0,298

Кн = 2,1 - 3,7 • 0,298 = 0,997

Iс.з. > 0,997 • 201 = 200,4

Определяем числа витков обмоток ДЗТ для выравнивания МДС.

Расчеты сводим в таблицу 4.1.1

Таблица 16.2.1 Определение чисел витков обмоток НТТ.

№	Обозначение величины и расчетные величины	Численные значения
1.	Iс.р.неосн = (Iс.з.неосн•Ксх.неосн)/nт.неосн	200,4•1,73/(400/5)=4,33А
2.	щ неосн.расч. = Fср / Iс.р.неосн	100 / 4,33 = 23,09вит
3.	щ неосн (ближайшее меньшее)	23
4.	Iс.з.осн (сторона Н.Н.) Iс.з.осн. = Iс.з.неосн •Umin.вн/Uном.н	200,4•96,6/6,3 = 3072,8А
5.	щ осн.расч = щнеосн •I2неосн/I2осн	23•4,35 / 3,8 = 32,7вит
6.	щ осн. (ближайшее целое)	32
7.	Iнб	(32•32,7)/32•3072,8=67,2А
8.	Iнб. С учетом Iнб	344,8 + 67,2 = 412А
9.	Окончательно принятые числа витков; щ осн = щур1 (сторона Н.Н.) щ неосн. = щур2 (сторона В.Н.)	32 вит. 23 вит.
10.	Проверка: I2осн • щосн = I2 • щ 2расч.	3,06 • 32 = 4,35 • 23 97,92 = 100,05

Определяем число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для обеспечения бездействия защиты при внешнем трехфазном К.З. (точка К-3)

щ т > (Кн • Iнб • р) /(Iк.max.н.н. • tgб)

Где Кн = 1,4 - коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас.

tgб = 0,8 - для реле ДЗТ-11

щ т = (1,4 • 412 •[96,6/6,3] • 32,7) / (20332 • 0,8) = 17,78

Iнб = 412 • 96,6/6,3 = 6317,3 - приведен к стороне Н.Н.

Принимаем ближайшее большее число витков тормозной обмотки.

щ т = 18

Определяем коэффициент чувствительности защиты при К.З. за трансформатором в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит только через трансформаторы тока стороны 110кВ и торможение отсутствует.

Iс.з. = 100 / 23 = 4,35А

Iс.з. = F / щнеосн.

Кч = 17,3 / 4,35 = 3,98 > 2

Выбранная защита удовлетворяет требуемой чувствительности.

16.2.2 Газовая защита

Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от ,,пожара стали” магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали.

Газовая защита способна различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, установленное в трубопроводе между баком и расширителем.

Достоинство газовой защиты - высокая чувствительность; действие практически на все виды повреждений внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения.

16.2.3 Защита от токов внешних К.З

Защита предназначена для отключения внешних К.З. при отказе защиты или выключателя смежного присоединения при К.З. за ним, а также для выполнения функции ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора.

В качестве защиты трансформатора от токов внешних К.З. используется: максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне В.Н.

I ступень - токовая защита.

Iс.з. > Кн • Iкз.max

Где Кн = 1,35 - для реле РТ-40

Iкз.max - максимальное значение периодической составляющей тока в месте установки защиты при К.З. на стороне Н.Н.

Iкз.max = Iкз.max.к2 • Uном.нн. / Uном.вн. = 20332 • 6,3 / 115 = 1113,8А

Iс.з. >1,35 • 1113,8 = 1503,6А

Iс.р. = (Ксх • Iс.з.) / (2 • nт) = (v3 • 1503,6) / (2 • 80) = 16,26А

Iр.min = (1,5 • 1113,8) /80 = 20,9А

Кч = Iр.min / Iс.р. = 20,9 / 16,26 = 1,3

II ступень - МТЗ с пуском по напряжению.

Iс.р. > (Кн • Кс.з.п) / Кв • Iраб.max

Для данной защиты - Кс.з.п. = 1

Кн = 1,2; Кв = 0,8 [2 стр.470 табл 2.238]

Iс.з. = 1,2 • 201 / 0,8 = 301,5А

Iс.р. = (301,5 • 1,73) / 80 = 6,5А

Iр.min = (1,5 • 923,6) / 80 = 17,3А

Где Iк.з.min = Iк.з.min.нн. • Uном.нн. / Uном.вн. = 16860 • 6,3 / 115 = 923,6А

Кч = Iр.min / Iс.р. = 17,3 / 6,5 = 2,66 > 1,5

Выбираем напряжение срабатывания комбинированного пускового органа.

Uс.з. = 0,5Uном [2 стр.470 табл.2.238]

Uс.з. = 0,5 • 6300 = 3150В.

Для реле РН-54/160

Uс.р. = 3150 / (6300/100) = Uс.з. / nт = 50В.

nт - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения.

Напряжение срабатывания фильтра - реле;

Uс.р. = 0,06В Uном = 0,96 • 100 = 6В, что соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1М с пределами уставок 6-12В.

16.3 Защита секционного выключателя

Максимальная токовая защита устанавливаемая на секционном выключателе, предусматривается одно и двухступенчатой. Первая ступень с, вводится в действие только на время включения выключателя, что позволяет ускорить отключение поврежденной секции шин при включении выключателя на к.з.

Время действия второй ступени согласовывается с временем отключения к.з. на линиях, подключенных к секциям шин, их основными защитами.

Согласно ПУЭ 3.2.124. для шин 6-10кВ первая ступень дифференциальной защиты выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая - в виде максимальной токовой защиты.

Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

Согласно ПУЭ 3.2.126 Специальные устройства релейной защиты для одной секционированной и двойной системе шин 6-10кВ понижающих подстанций, не следует предусматривать, а ликвидация к.з. на шинах должна осуществляться действием защиты трансформаторов от внешних к.з. и защит, установленных на секционном выключателе.

Ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:

,

где кзап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле(1,1-1,2);

кв- коэффициент возврата токового реле(0,8-0,85);

ксз- коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии в следствии самозапуска эл.двигателей (2,5-3)

Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

,

где ктт- коэффициент трансформации трансформатора тока;

ксх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока.

Выбранная защита должна быть проверенна по чувствительности, т.е.

,

где Ikmin- минимальный ток к.з. в конце защищаемого или резервного участка.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при к.з. в конце защищаемого или резервного участка

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

16.4 Защита кабельной линии, питающей цеховой трансформатор

Для защиты кабельной линии и цехового трансформатора предусматриваются следующие виды защит:

От многофазных замыканий;

МТЗ, токовая отсечка;

От однофазных замыканий на землю с ТНП.

рис16.1. Схема защиты цехового трансформатора и кабельной линии.

Исходные данные для расчета:

Кабель	ААБг(3х70), ААШВв(3х16), L=0,03км, Iдоп=75А
Трансформаторы: Силовой- Тока-	ТМ630/10/0,4кВ, Uк=5,5%, ДЗк=7,6кВТ ТА1 - ТЛК10-3у3, Iк1=356А, Ik2=13,5A ТА2 - ТЗЛМ10-3у3, Iк1=13,3А, Ik2=10,59A

1. Первичный ток срабатывания токовой отсечки определяется из условия надежности несрабатывания ее при трехфазном к.з. на стороне низшего напряжения трансформатора:

где котс =1,3-1,4 - коэффициент отсечки

I(3) max=13,5 А

Чувствительность отсечки проверяется при двухфазном к.з. в начале линии без подключенных трансформаторов, или в конце линии.

Iср=1,3*13,5=17,55А

2. Ток срабатывания МТЗ блока линии - трансформатор выбирается

,

где котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле(1,1-1,2);

кв- коэффициент возврата токового реле(0,8-0,85);

ксз- коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии в следствии самозапуска эл.двигателей (2,5-3)

Ipmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.



Рассчитываем коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки:

,

т.к. кабельная линия в схеме является «слабым элементом»:

,

активное сопротивление линии мало им можно пренебречь.

,

Определяем коэффициент чувствительности защиты:

основная зона защиты,

резервная зона защиты, но согласно ПУЭ допускается не резервировать к.з. за трансформаторами малой мощности.

3. для защиты от однофазных замыканий на землю принимаем ТНП:

,

где котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле(1,1-1,2);

кб- коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока;

Ic-собственный емкостной ток линии.

Специальная часть.

17. Электроснабжение механического цеха

17.1 Общая характеристика объекта

Цеховые сети промышленных предприятий выполняются на напряжение до 1кВ. На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы:

как степень ответственности приемников электроэнергии;

режимы их работы и размещение по территории цеха;

номинальные токи и напряжение;

климат производственных помещений.

В цехе металлорежущего оборудования основного ремонтного производства, в соответствии с ГОСТ 14254-80 (СТ СЭВ778-77), среда производственного помещения нормальная. В помещения с нормальной средой электрооборудование должно быть защищено от механических повреждений, а также от случайных прикосновений к голым токоведущим частям.

Цеховые сети распределения электроэнергии должны:

Обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электроэнергии в зависимости от их категории;

быть удобными и безопасными в эксплуатации.

Основными потребителями цеха, являются металлообрабатывающие станки, вентиляторы, прессы, нагревательные приборы и т.д. Расчет электрических нагрузок был произведен в основной части проекта, в специальной части будет произведен выбор схемы электроснабжения цеха, основного защитного и коммутационного оборудования.

Таблица 17.1 характеристика электроприемников в цехе

N	Наименование	Кол-во эл.пр	Руст
группа №1
1	калорифер	1	3,0
2	зубострогальный станок	1	5,0
3	зубодолбежный станок	1	4,5
4	зубофрезерный станок	2	5,0
5	вентилятор	1	10,0
6	пресс ножницы	1	4,5
7	расточный станок	2	15,0
группа №2
1	гор. -пр. ст.	2	18,0
2	круглошл. станок	1	5,0
3	бесцентрошл. станок станокстанокстанок станок	1	25,0
4	шлифовальн. станок	1	10,0
5	плоскошл. станок	1	18,0
6	внутришл. станок	1	8,0
группа №3
1	токари. -рев. ст.	1	12,0
2	вертик-фрез.ст	1	6,0
3	токарн-винт.ст.	1	11,0
группа №4
1	торный с ЧПУ	3	22,0
2	токарнвинт.ст	2	10,0
группа №5
1	токари. рев. ст.	6	10,0
группа №6
1	токарн. -рев. ст.	3	10,0
2	Токарный с ЧПУ	2	22,0

17.2 Определение расчетных электрических нагрузок

Определение расчетных электрических нагрузок будет производится с помощью программного обеспечения Excel.

17.3 Выбор схемы электроснабжения

Распределительные магистрали предназначены для питания приемников малой и средней мощности, равномерно распределенных вдоль линий магистрали. Такие схемы выполняются с помощью комплектных распределительных шинопроводов серии ШРА на токи до 630А. Питание шинопроводов осуществляется от РУ низшего напряжения цеховой подстанции.

В результате расчетов максимальный ток нагрузки шинопровода получается равным 320А. Номинальный ток устанавливаемого шинопровода ШРА 73У3 составляет 400А, что больше расчетного.

Рис.17.1. Магистральная схема с несколькими магистралями.

Магистральные схемы обладают универсальностью и гибкостью (позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети). Магистральные сети выполняются открытыми, защищенными или закрытыми шинопроводами. В цехе металлорежущего оборудования основного ремонтного производства условия среды нормальные, принимаю открытый шинопровод, выполненный алюминиевыми шинами, закрепленными на изоляторах. Шинопровод прокладывается по колоннам цеха на расстоянии ниже 1,5м троллейного шинопровода, питание потребителей ПР от открытых шинопроводов выполняется кабельными линиями или проводами в трубах. На каждой секции ШМА длинной 3м имеется восемь ответвительных коробок с автоматическими выключателями.

17.3.1 Выбор шинопровода

Расчетный ток равен

,

,

принимаем ШРА-73У3

Характеристики	ШРА73У3
Номинальный ток, А	Iном	400
Электродинамическая стойкость (амплитудное значение),кА, не менее	iдоп	35
Термическая стойкость кА	iуд	14
Активное сопротивление на фазу, Ом/км	rуд	0,10
Индуктивное сопротивление на фазу, Ом/км	худ	0,13
Линейная потеря напряжения, В, на длине 100м при номинальном токе, соsц=0,8 и равномернораспределенной нагрузке		8,5
Поперечное сечение, мм		284х125
Степень защиты		1Р32
Максимальное расстояние между точками крепления, м		6
Типы коммутационно- защитной аппаратуры, установленной в ответвительных коробках, А	I	100-250
Наличие ответвительных коробок с разъединителямина токи, А	160 250	Есть Есть

Потерю напряжения в распределительном шинопроводе с равномерной нагрузкой и расположенной вводной секции в середине шинопровода определяем по формуле, %:

(17.1)

где - расчетный ток ШРА,- длина ШРА, - соответственно удельное активное и индуктивное сопротивление ШРА.

17.4 Выбор кабельных линий

Сечение проводов и жил кабельных линий принимается:

· нагреву длительным расчетным током

· условие соответствия выбранному защитному аппарату

,

· потерю напряжения определяем по формуле, %:

где-расчетный ток линии;

-длительно допустимый ток проводника;

- параметры защитного аппарата (ток плавкой вставки, ток расцепителя);

- поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабельных линий;

- коэффициент защиты.

Результаты выбора кабельных линий приведены в таблице 17.4.

Таблица 17.4.Результаты выбора кабельных линий.

Линия	Iр, А	Iдоп, А	Марка сечение	ДU, %	Длина, м	Ro, мОм/м	Хo, мОм/м
ТП-ШРА1	320	385	АВВГ 3х185+1х50	4,03	30	0,169	0,078
ШРА1- ШР1	60	75	АВВГ 3х25+1х16	1,02	4	1,25	0,091
ШРА1- ШР2	75	90	АВВГ 3х10+1х6	3,04	7	1,95	0,095
ШРА1- ШР3	56	70	АВВГ 3х10+1х6	3,61	11	3,12	0,099
ШРА1- ШР4	70	75	АВВГ 3х25+1х16	1,06	4	1,25	0,091
ШРА1- ШР5	46	60	АВВГ 3х16+1х10	1,07	4	1,95	0,095
ШРА1- ШР6	60	75	АВВГ 3х25+1х16	0,92	4	1,95	0,095
ШРА1- дв 18	132	140	АВВГ 3х70+1х25	4,03	5	0,447	0,082

17.5 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

Расчет токов короткого замыкания в цеховой сети проводим в именованных единицах. Сопротивление системы высшего напряжения приводим к низшему напряжению.

Определим токи короткого замыкания в точках сети 0,4 кВ, указанных на рисунке 17.2.

рис.17.2.Исходная схема к расчету токов короткого замыкания

Таблица 17.5.1.Значения сопротивлений схемы

Элемент	R, мОм	Х, мОм	Znфн, мОм
РП-КТП	0,16	0,01
КТП-ШРА	5,07	2,34	11,1
трансформатор	3,42	13,54
ШРА1- ШР1	5,75	1,21	10,11
ШРА1- ШР2	15,45	2,71	26,12
ШРА1- ШР3	37,77	4,98	60,77
ШРА1- ШР4	7,85	3,59	15,62
ШРА1- ШР5	9,6	2,43	16,88
ШРА1- ШР6	8,9	4,78	18,28
ШРА1- дв 18	4,57	3,05	10,24
ШРА1- дв 18	4,98	3,43	10,43

1. Определяем сопротивление цехового трансформатора -

2. Рассчитываем ток К.З. в точке к1 на вводе низшего напряжения цеховой ТП

Ударный ток в точке К1

,

где - ударный коэффициент

3.Рассчитываем ток К.З. в точке к1, при расчете тока короткого замыкания необходимо учесть переходное сопротивление контактов выключателя, трансформаторов тока:

4. Определим ток однофазного короткого замыкания.

,

где =42мОм сопротивление трансформатора однофазного тока к.з.

- сопротивление петли «фаза - нуль».

Результаты расчетов токов к.з. приведены в таблице 17.5.2

Таблица 17.5.2. Расчетные значения токов К.З. в цеховой сети

точка	Rдоб,мОМ	Z(3),мОм	Z(1),мОм	I(3),кА	,кА	I(1),кА
К1	15	22,98	14	10,08	14,95	15,7
К2	20	25,1	32,76	7,05	9,96	8,76
К3	25	42,95	35,21	5,37	7,59	6,25
К4	25	52,48	51.22	4,41	6,27	4,29
К5	25	74,41	85,87	5,38	6,14	2,56
К6	25	45,84	40,72	5,04	7,65	5,41
К7	25	46,98	41,96	4,93	6,95	5,24
К8	25	47,31	43,38	4,88	6,9	5,07
К9	25	42,65	35,34	5,41	7,65	6,22
К10	25	43,09	35,53	5,35	7,56	6,19
К11	20	39,24	36,5	5,89	8,32	6,03

17.6 Выбор аппаратов защиты

17.6.1 Выбор автоматических выключателей на стороне 0,4кВ

Принимаем к установке автоматические выключатели ВА53 - 37. выключатели предназначены для установки в электрических цепях с номинальным напряжением переменного тока до 660 В, и служат для защиты электроустановок при перегрузках и коротких замыканиях, а также для нечастых включений и отключений электрических цепей при номинальных режимах работы. Выключатели имеют полупроводниковый максимальный расцепитель тока и допускают ступенчатую регулировку параметров.

Автоматический выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки замедленного срабатывания регулируемых расцепителей следует выбирать по условию:

На примере цепи ШРА1-ШР покажем выбор автоматического выключателя:

Исходные данные- Iр=67А, iпуск=200А , Ки=0,2, iномmax=33А

К установке принимаем автоматический выключатель ВА 53-37

ток срабатывания расцепителя

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя принимается равный 400А.

Таблица 17.6.1 Тип выключателя 0,4 кВ

Отходящая линия	I(1),кА	Тип	Номинальное напряжение	Номинальный ток, А	Число полюсов	Номинальный ток расцепителя, А
КТП-ШРА	15,7	ВА53-37	400 В	160	3	160
ШРА1- ШР1	8,76	ВА53-37	400 В	400	3	400
ШРА1- ШР2	6,25	ВА53-37	400 В	400	3	400
ШРА1- ШР3	4,29	ВА53-37	400 В	160	3	160
ШРА1- ШР4	2,56	ВА53-37	400 В	160	3	160
ШРА1- ШР5	5,41	ВА53-37	400 В	400	3	400
ШРА1- ШР6	5,24	ВА53-37	400 В	400	3	400
ШРА1- дв 18	5,07	ВА53-37	400 В	400	3	400
ШРА1- дв 18	6,22	ВА53-37	400 В	400	3	400

17.6.2 Выбор магнитных пускателей

Магнитные пускатели- устройства, предназначенные для дистанционного пуска и останова АД, а так же при наличии тепловых реле для автоматического отключения их при перегрузках. Основными частями пускателя являются трехполюсный контакт и тепловое реле.

Условие выбора магнитного пускателя



Номинальный рабочий ток пускателя

Для двигателей с номинальным током до 40А включительно следует применять пускатели серии ПМЛ, для двигателей на 63А и более - пускатели серии ПМА.

18.Организационно-экономическая часть

18.1 Организация ремонтных работ

Оперативное руководство эксплуатацией энергетического оборудования и сетей в целом по предприятию в каждую смену должно осуществляться начальником смены соответствующего ремонтно-эксплуатационного цеха. Начальник смены контролирует и координирует работу ремонтных бригад в вечернюю и ночную смены. Начальник смены полностью отвечает за состояние соответствующих видов энергетического хозяйства.

Для фиксации отклонений то нормы в состоянии обслуживаемых энергетических сетей и оборудования, и учета выполненных работ по техническому обслуживанию сменный персонал ведет эксплуатационный журнал.

В целях повышения качества технического обслуживания необходимо обеспечить эксплуатационный персонал графиками осмотров и проверки оборудования, производимых в составе технического обслуживания, инструкциями по обслуживанию каждого вида энергетического оборудования и сетей, картами осмотров.

Карта осмотров должна содержать данные о неисправностях заранее определенных, наиболее уязвимых узлов данного вида оборудования, определяющих его работоспособность и основные паспортные характеристики.

Каждая единица энергетического оборудования должна подвергаться осмотру в порядке технического обслуживания не реже одного раза в месяц.

Одной из основных и эффективных форм контроля за качеством технического обслуживания является ежедневный просмотр эксплуатационных журналов и карт осмотров заместителем начальника цеха или старшим мастером по эксплуатации каждого энергоремонтного цеха. О принятых мерах должна быть сделана соответствующая запись в журналах или картах.

Организационная подготовка ремонтных работ предусматривает:

доведение до всех бригад календарного графика ремонта каждой включенной в месячный график единицы оборудования;

ознакомление с предшествующим ремонту состоянием оборудования по карте ремонта, по картам осмотров, по дефектным ведомостям;

согласование с производственными цехами и подразделениями конкретной даты и времени остановки в ремонт каждой подлежащей ремонту единицы оборудования или участка сети;

комплектующее электрооборудование ремонтируется одновременно с технологическим оборудованием, и сроки отдельных этапов ремонта согласовываются с мастером ремонтного участка, производящего ремонт;

капитальный ремонт оборудования не должен вызывать длительных простоев связанных с ним технологических агрегатов;

заблаговременно составляется замена оборудования по графику ППР, в картах ремонтной или другой единицы оборудования делается отметка о произведенном передвижении;

комплектование узлов для узлового или последовательно узлового ремонта;

разработку сетевого графика капитальных ремонтов для оборудования с особо большой трудоемкостью;

проверку соответствия состава ремонтных бригад, разработок и согласование календарного плана привлечения недостающих в составе бригады специалистов - ремонтников;

согласование обеспечения ремонтных работ необходимыми подъемно-транспортными средствами.

Помимо указанного к организационной подготовке относится также диспетчеризация проводимых работ и контроль за ходом их выполнения.

Организационная подготовка ремонтных работ осуществляется руководством ремонтно-эксплуатационного или ремонтного участка с привлечением в необходимых случаях соответствующих подразделений ОГЭ и энергоремонтных цехов.

18.2 Определение численности ремонтно-эксплуатационного персонала

Для расчета численности ремонтно-эксплуатационного персонала определяем трудоемкость ремонтных работ.

Результаты расчетов приведены в таблице “Расчета годового объема ремонтных работ”. Нормативы трудоемкости ремонтов занесены в таблицу №1 с учетом поправочных коэффициентов по условиям эксплуатации и конструктивных особенностей оборудования.

Суммарная трудоемкостьзаносится в таблицу 1 с учетом поправочных коэффициентов по условиям режима работы и конструктивных особенностей оборудования.

Суммарная трудоемкость за ремонтный цикл (- число лет между двумя капитальными ремонтами) зависит от количества капитальных, текущих ремонтов и осмотров за этот период и от норм трудоемкости соответствующих видов работ .

Следует принять по одному капитальному ремонту для каждого элемента схемы (j), а число прочих видов - согласно структуре ремонтного цикла и продолжительности межремонтного и межосмотрового периодов.

Пример для трансформатора напряжения НАМИ-10:

Продолжительность ремонтного цикла Трп=24 мес.;

Межремонтного периода Тпр=8 мес.;

Межосмотровый период Тмо=1 мес.

Число текущих ремонтов

(18.1)

Структура ремонтного цикла К-Т-Т-Т-К, осмотры не показаны в виду их большого числа.

Средняя трудоемкость для каждого элемента, чел.ч.:

,(18.2)

где -трудоемкость за весь ремонтный цикл по ремонтам и осмотрам каждого j-го элемента схема, чел. ч.

(18.3)

Суммарная трудоемкость ремонтных работ равна:

(18.4)

Т.к. осмотры и техническое обслуживание регламентированы, то годовая трудоемкость осмотров равна:

,(18.5)

где - коэффициент сложности

Годовая трудоемкость технического обслуживания

(18.6)

Суммарная трудоемкость ремонтных работ и работ по техническому обслуживанию равна:

(18.7)

Все остальные расчеты сведены в таблицу № 1

Таблица №1 Определение численности Ремонтно - эксплуатационного персонала.

Наименование оборудования	Количество физических единиц	Капитальный ремонт	Текущий ремонт	Суммарная трудоемкость ремонтных работ, чел.ч	Осмотры	Техническое обслужив.	Общая трудоемкость ремонтных работ и работ по тех. обслуживанию, чел.ч
		Ремонтный цикл, мес.	Число ремонтов в году	Норма трудоемкости на I текущий ремонт, чел.ч	Годовая трудоемкость на группу оборудования, чел.ч	Межремонтный период, мес.	Число ремонтов в году	Норма трудоемкости на I текущий ремонт, чел.ч	Годовая трудоемкость на группу оборудования, чел.ч		Межосмотровый период, мес.	Количество осмотров в году	коэффициент сложности	Годовая трудоемкость на группу оборудования, чел.ч	коэффициент сложности	Коэффициент сменности	Годовая трудоемкость на группу оборудования, чел.ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Оборудование 10кВ:
Трансформатор напряжения НАМИ	2	24	1/2	25	25	8	1/0,67	8	23,88	48,88	1	12	0,01	2,4	0,1	3	12,5	63,78
Выключатель ВВ-ТEL	9	24	1/2	25	108	8	1/0,67	8	107,46	215,46	1	12	0,01	10,8	0,1	3	54	280,26
Трансформатор тока	26	24	1/2	12	156	8	1/0,67	4	155,22	311,22	1	12	0,01	31,2	0,1	3	78	420,42
Кабель 6 км	10	168	1/14	240	171,43	24	1/2	72	360	531,43	3	4	0,01	4	0,1	3	85,7	621,13
Двигатель 630 кВт	4	65	1/5,42	546	403	65,0	1/5,42	109,2	80,6	483,6	2	6	0,01	2,4	0,1	3	201,5	687,5
Т-тор ТМ-630/10/0,4	2	48	1/4	210	105	24	1/2	60	60	165	1	12	0,01	2,4	0,1	3	52,5	219,9
Предохранитель	6	48	1/4	4	7,5	8	1/0,67	2	17,91	25,41	1	12	0,01	7,2	0,1	3	3,75	36,36
Оборудование 0,4 кВ:
Выключатель серииВА	41	40	1/3,33	12	147,75	8	1/0,67	4	244,78	392,53	1	12	0,01	49,2	0,1	3	73,88	515,61
Магнитный пускатель	22	40	1/3,35	10	65,67	4	1/0,33	3	198,2	263,87	1	12	0,01	26,4	0,1	3	32,84	323,11
Контактор	12	56	1/4,67	18	46,25	4	1/0,33	6	216,22	262,47	1	12	0,01	14,4	0,1	3	23,1	299,97
Щит рабочего освещения	1	80	1/6,67	18	2,7	8	1/0,67	6	8,96	11,66	3	4	0,01	0,4	0,1	3	1,35	13,41
Продолжение таблицы №1
Щит аварийного освещения	1	80	1/6,67	14	2,1	8	1/0,67	5	7,5	9,6	3	4	0,01	0,4	0,1	3	1,05	11,05
Эл.осветит. арматура с одной лампой накаливания	53					4	1/0,33	0,17	27,06	27,06	6	2	0,01	10,6	0,1	3		37,66
Электроосветительная арматура с лампами ДРЛ (c числом ламп до двух)	14					4	1/0,33	0,55	23,12	23,12	6	2	0,01	2,8	0,1	3		25,92
Итого:	837,4		1450,31	2287,7		162,2			418,67	2868,58

18.3 Определение численности персонала

Для определения численности ремонтно-эксплуатационного персонала составим баланс рабочего времени.

Таблица №2. “Баланс рабочего времени”

№ п/п	Наименование	Ремонтный персонал 8 часов раб. день	Эксплуатцинный персонал 8 час. раб. День
1.	Календарный фонд времени, дни	365	365
2.	Выходные дни	104	91
3.	Праздничные дни	10
	Итого	114	91
4.	Номинальный фонд времени, дни	251	274
5.	Планируемые целодневные невыходы:
	время отпуска	31	35
	по болезни	7	7
	учебные отпуска	1	1
	Выполнение гос. обязанностей	0,5	0,5
6.	Прочие невыходы	0,5	0,5
	Итого невыходов	40	44
7.	Эффективный фонд рабочего времени ( Тэф), дни	211	230
8.	Эффективный фонд рабочего времени, час	1688	1840

Списочная численность ремонтно-эксплуатационного персонала:

(18.8)

где - годовая трудоемкость эксплуатационного и ремонтного обслуживания электрохозяйства, чел.ч

- полезный плановый годовой фонд времени одного рабочего, ч

- коэффициент выполнения норм, принимаем для ремонтного персонала равным 1,1

(18.9)

где - номинальный фонд рабочего времени в году, ч/год

- процент, учитывающий суммарные планируемые потери рабочего времени в связи с сокращенным рабочим днем у подростков, с отпусками и т.д.

(18.10)

Списочная численность персонала превышает явочную:

,(18.11)

Ки - коэффициент использования рабочего времени, определяется при планировании баланса рабочего времени как:

(18.12)

Для ремонтного персонала:

Ки = номин. фонд времени / эффективный фонд времени = 251 / 211= 1,19

принимаем

Для эксплуатационного персонала:

Ки = Дкал / Эффективный фонд времени = 365 / 230 = =1,59,

принимаем Чэ = 1 чел.

18.4 Основная заработная плата

Основная заработная плата рабочих определяется в соответствии с численностью ремонтных Чр и эксплуатационных Чэ рабочих, годовым номинальным фондом рабочего времени одного рабочего Фн и тарифными ставками среднего разряда Ст. Значения Ст берутся по данным предприятия. Среднюю квалификацию персонала в электрохозяйстве промышленного предприятия считаем на уровне четвертого разряда.

1. Тарифный фонд заработной платы:

для сдельщиков

(13.13)

для повременщиков

(13.14)

где Стс и Стп - часовая тарифная ставка сдельщиков и повременщиков (ИТР, оклад)

Стс = 14 руб.; Стп = 19 руб.

Рассчитываем оплату эксплуатационных рабочих по повременной форме оплаты труда, а оплату ремонтников по основной форме оплаты труда:

А)годовой тарифный фонд

Б) премии

для сдельщиков 40%

для повременщиков 25%

В)доплаты всем за работу в ночное время:

для сдельщиков 25%

для повременщиков 25%

Г) доплата за работу в праздничные дни:

для повременщиков-

для сдельщиков

Д) учет районного коэффициента :

для сдельщиков 40%

для повременщиков 40%



Основная зарплата составляет (А+Б+В+Г+Д), а дополнительная от нее 7,5%:

Основная зарплата для повременщиков:

146834,4

Дополнительная зарплата

11012,58

для сдельщиков:

67528

5064,6

Отчисления на социальные нужды в соответствии с действующим законодательством (соц.страх- 35,8%, под.нал.-13% пенсионный-28%, профсоюз-1%):

для повременщиков

Зсоц=61560,32

для сдельщиков

Зсоц=28311,11

Стоимость необходимых материалов, запасных частей, полуфабрикатов, инструментов:

для ремонтов

для эксплуатации и обслуживания

прочие затраты

Элементы затрат	Проектируемый вариант
	руб	% к итогу
1. Основная и дополнительная заработная плата электротехнического персонала:
Для ремонтного персонала:
основная заработная плата	146834,4	6,41
дополнительная заработная плата	11012,58	2,49
Для ремонтного персонала
основная заработная плата	67528	4,44
дополнительная заработная плата	5064,6	3,33
2. Отчисления на социальные нужды:
ремонтного персонала	61560,32	19,81
эксплуатационного персонала	28311,11	4,82
3. Стоимость материалов, комплектующих изделий на ремонт:
для эксплуатационного обслуживания	14683,44	5,55
-на текущий ремонт прочего оборудования	14179,20	1,11
4. Амортизационные отчисления	16300,95	18,63
5. Прочие расходы / 20% / от годового фонда основной заработной платы ремонтно-эксплуатационного персонала:	20552,86	33,28
Итого:	369726,51	99,87100%

18.5 Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления определяются на основе норм амортизации и балансовой стоимости элементов системы электроснабжения. Нормы амортизации взяты на предприятии. Стоимость элементов системы электроснабжения определяется по прейскурантам на электрооборудование с учетом переоценочных коэффициентов. Расчет амортизационных отчислений произведен в таблице “амортизационные отчисления”.

Таблица №3 “Амортизационные отчисления”.

Наименование электрооборудования	Количество единиц оборудования, шт	Стоимость единицы оборудования, тыс. руб	Стоимость оборудования, тыс. руб	Затраты на транспортировку и монтаж, тыс. руб	Балансовая стоимость оборудования, тыс. руб	Норма амортизации	Годовые амортизационные отчисления, тыс. руб
Высоковольтное оборудование
1. Трансформатор напряжения	2	1400	2800	280	3080	4,4	135,52
2. Выключатель	9	11500	103500	103500	113850	4,4	5009,4
3. Трансформатор тока	26	1200	31200	3120	34320	4,4	1510,06
4. Кабель 6 км	10	19900	199000	19900	218900	2	4378
6. Силовой трансформатор ТМ-630/10	2	14825	29650	2965	32615	10	3261,5
Низковольтное оборудование
7. Предохранитель	6	22	132	13,2	145,2	1,2	1,74
8. Выключатель автоматический	41	940	38540	3854	42394	4,4	1865,34
9. Магнитный пускатель	22	60	1320	132	1452	4,4	63,89
10. Контактор	12	130	1560	156	1716	4,4	75,5
Всего:	130	49977	407702	133920,2	448472,2		16300,952004,73

ПРАЙС-ЛИСТ на продукцию Раменского электротехнического завода "Энергия" на 01.07.2002г.

18.6 Определение стоимости полученной от сети электроэнергии

Данный расчет производится, исходя из присоединенной мощности потребителей свыше 750 кВА, стоимость определяется по условию двухставочного тарифа:

Плата за потребленную энергию:

,

где - основная плата руб/кВтмес. двухставочного тариф за электроэнергию;

-дополнительная плата руб/кВтчас. двухставочного тариф за электроэнергию;

число часов заявленного максимума

- подведенная к потребителю электроэнергия.

кВтч

8927733,4 руб

18.7 Расчет себестоимости потребляемой электроэнергии

Расчет платы за потребляемую энергию.

Плата за энергию рассчитывается по двухставочному тарифу

Находим себестоимость передачи и распределения электроэнергии, коп./кВт-ч

Sпер.э =

где: Эпод - количество полученной покупной электроэнергии, кВт - ч

Эпод = 34794500 кВт ч

ДЭ - потери электроэнергии, 3% от Эпод кВт-ч

ДЭ = 1043835 [кВт · ч];

Зэксп=369726,51- суммарные эксплуатационные расходы, из таблицы 5.

Таблица №5 “Себестоимость 1 кВт ч потребляемой электроэнергии”

Статьи расходов	Единица измерения.	Размерность
1. Максимум эл.мощности, заявленной потребителем	кВт.	5353
2. Количество эл.энергии, получаемой от энергосистемы	кВтч	34794500
3. Число часов заявленного максимума	ч	6500
4. Производственная себестоимость 1кВт.ч потребляемой электроэнергии	Руб./кВтч	0,28
5. Плата за потребленную энергию	Руб.	8927733,4
8. Годовые эксплуатационные издержки	тыс.руб	3981,8
10. Потери электроэнергии в сетях	тыс. кВт.ч	1043835

18.8 Технико - экономические показатели и их анализ

Таблица №6. Технико-экономические показатели.

Наименование показателя	Обозна-чение	Единица имерен.	Кол-во
1. Установленная мощность	Руст	кВт	5353
2. Коэффициент спроса	кс		0,7
3. Число часов использования максимальной нагрузки	Тм	ч	4000
4. Годовое потребление электро-энергии	Эг	кВт.ч	34794500
5. Потери электроэнергии	ДЭ	кВт.ч	1043835
6. Стоимость электроэнергии	П	руб	8927733,4
7. Стоимость основных фондов		руб	448472,2
8. Объем ремонтно-эксплуатаци-онных работ	Ттр	чел.ч	2868,5
9. Затраты на ремонтно-эксплу-атационное обслуживание		тыс.руб	28862,64
10. Численность:
Ремонтного персонала	Чр	чел.	3
Эксплуатационного персонала	Чэ	чел.	10
11. Производственная себестоимость 1кВт.ч потребляемой электроэнергии	Sэ/э	руб /кВт.ч	0,28

19. Безопасность жизнедеятельности

19.1 Краткая характеристика объекта

Завод торгового машиностроения.

Опасные природные факторы (наводнения, землетрясения) отсутствуют. Среднегодовая температура наружного воздуха -11,2°С. Минимальная годовая температура -65°С, максимальная +30°С. Перепад температуры в течение суток максимальный ?t°=30°С. Относительная влажность воздуха 73-52 %.

19.2 Общая характеристика опасных и вредных факторов

Опасный производственный фактор - это фактор, воздействия которого приводит человека к травме. Этот фактор характеризуется, как правило, мгновенным действием. Вредный производственный фактор - это фактор, воздействия которого приводит человека к заболеванию. Отличия от опасного фактора - длительное воздействие. Общая характеристика опасных и вредных факторов приведены в таблице № 19.

Таблица № 19

Наименования факторов	Источники, причины возникновения	Нормируемые показатели и их значения	Основные средства и методы защиты
ВРЕДНЫЕ ФАКТОРЫ
1. Повышенный уровень шума 2. Аномальные параметры микроклимата 3. Аномальные параметры освещения	Работа машин Работа на открытом воздухе в условиях пониженных температур Ведение работ в ночное и вечернее время	СН24/2.1.8.562-556 уровень звукового давления не более 80 дБ ГОСТ-12.1.005-86 САНПиН 2.4.566-В6 Т= +19, +22°С, влажность 40-60%, V=0,2 м/с * СНиП 23.05-95 ЕПБ при открытых горных работах Ем1 = 200 лк ** Ем2 = 1 лк *** Ем3 = 3 лк ****	Применение противошумовых наушников ВЦНИПОТ-2М Устройство помещений для обогрева, применение зимней спецодежды Применение искусственного освещения
4. Повышенная запыленность воздуха

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Электроснабжение завода торгового машиностроения" скачать

Подобные документы

• Электроснабжение комбината стройиндустрии

  Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии. Определение расчетных нагрузок по предприятию и цехам. Расчет токов короткого замыкания. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения. Выбор источника света.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 29.07.2012
  

• Электроснабжение завода

  Расчет электрических нагрузок по предприятию, принципы составления соответствующих картограмм. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанции. Расчет питающих линий, токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [631,6 K], добавлен 12.11.2014
  

• Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

  Электроснабжение промышленного предприятия. Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор рационального напряжения питания. Расчет токов короткого замыкания. Выбор средств компенсации реактивной мощности. Расчет режима системы электроснабжения.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 19.06.2012
  

• Электроснабжение завода торгового оборудования

  Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания. Питание цепей подстанции.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2012
  

• Электроснабжение металлургического завода

  Категории надёжности электроснабжения предприятия, расчет нагрузок цеха. Выбор напряжения и схемы. Выбор мощности трансформаторов, высоковольтного оборудования. Расчёт токов короткого замыкания, линий электропередачи. Расчёт стоимости электроэнергии.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 06.02.2010
  

• Проектирование электроснабжения здания и трансформаторной подстанции

  Характеристика потребителей, расчет электрических нагрузок, заземления и токов короткого замыкания. Выбор питающих напряжений, мощности питающих трансформаторов, схемы электроснабжения. Техническая характеристика щитов, релейная защита и автоматика.
  
  дипломная работа [485,9 K], добавлен 05.09.2010
  

• Расчет системы электроснабжения

  Характеристика потребителей и определения категории. Расчет электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения. Расчет и выбор трансформаторов. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и расчет электрических сетей.
  
  курсовая работа [537,7 K], добавлен 02.04.2011
  

• Разработка системы электроснабжения механического цеха тяжелого машиностроения

  Характеристика производства и потребителей электроэнергии. Составление радиальной схемы электроснабжения. Определение количества распределительных пунктов. Выбор трансформатора, высоковольтного оборудования. Расчет токов трехфазного короткого замыкания.
  
  курсовая работа [745,4 K], добавлен 07.06.2015
  

• Проектирование системы электроснабжения завода станкостроения. Электроснабжение цеха обработки корпусных деталей

  Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.
  
  курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009
  

• Электрооборудование и электроснабжение механической мастерской котельной № 2

  Описание схемы электроснабжения мастерской котельной. Расчёт и выбор трансформаторов, высоковольтного и низковольтного оборудования, освещения, электрических нагрузок, токов короткого замыкания (КЗ), заземления. Выбор питающих линий по токам потребителей.
  
  курсовая работа [126,3 K], добавлен 16.04.2012
  

Другие документы, подобные "Электроснабжение завода торгового машиностроения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам