ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ АСПЕКТЫ

ТЕХНИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ

разработка стратегического плана и временного графика внедрения МСП

измерение производственных показателей и сбор в общую базу данных

проведение расчетов по выбору и оценке оптимальных МСП

распределение ответственности подразделений за потери и проведение мероприятий по экономии в требуемые сроки

реализация оптимального управления режимами ЭП

стимулирование и премирование

установка и ввод в действие технических средств снижения потерь ЭЭ

системы планирования и контроля

установка и ввод средств измерений и автоматики

материально-технические ресурсы для реновации оборудования

реализация потребителями режимов потребления реактивной энергии, установленной в договорах электроснабжения

договоры электроснабжения

пропаганда результатов эффективной энергетической политики

Объемы производства

(система учета и ведомость выпуска продукции по цехам, производствам и предприятию)

Параметры ЭП (система учета и ведомость расхода электроэнергии по цехам, производствам и предприятию)

¯

¯

Служба главного технолога предприятия

Служба главного энергетика предприятия

¯

¯

Учетная политика организации (система внутрипроизводственного учета, отчетности и контроля)

¯

БАЗА ДАННЫХПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

БАЗА ДАННЫХ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВА

¯

Планово-аналитический отдел (маркетинг, логистика)

¯

¯

¯

Материально-производственные запасы, готовое и незавершенное производство

Спрос на продукцию предприятия

Цикличность и величина доступных ресурсов на рынке ресурсов

Электроприемник

Тип электроприёмника

Р_н кВт

n, шт.

К_исп

cosj

1

2

3

4

5

6

ШРА 1

Резьбонарезной полуавтомат

АЭТЗ

5.5

3

0.16

0.6

Токарно-винторезный станок

1Е61ПМ

11.0

1

0.17

0.62

Бесцентрово-шлифовальный станок

ВШ740 МА11

4.4

2

0.16

0.6

Полуавтомат круглошлифовальный

3М151

11.0

1

0.16

0.6

Полуавтомат круглошлифовальный

ВШ-740

11.0

1

0.17

0.61

Круглошлифовальный станок

3Б151

18.0

2

0.2

0.66

Горизонтальный фрезерный станок

6Н81

9.0

2

0.14

0.6

Вентилятор

Ц-14-46

5.5

3

0.65

0.8

ШРА 2

Токарно-винторезный станок

1Е61ПМ

11.0

2

0.18

0.65

Токарно-винторезный станок

1А617

10.0

1

0.16

0.6

Токарно-винторезный станок

1П611П

15.0

3

0.18

0.67

Токарно-винторезный станок

УТ16П

11.0

2

0.18

0.65

Токарно-винторезный станок

1А617

11.0

1

0.19

0.66

Шкаф термический

АЭТЗ

5.0

2

0.5

0.95

1

2

3

4

5

6

Токарно-копировальный полуавтомат

ВТ-11

11.0

3

0.16

0.6

Токарно-копировальный полуавтомат

КТ-538

11.0

2

0.16

0.61

Агрегатный сверлильный станок

2ХА1620

9.0

3

0.15

0.6

Токарно-револьверный станок

1341

5.5

2

0.14

0.6

Полуавтомат отделочно-расточный

ОС5448

10.0

3

0.16

0.62

Токарный шестишпиндельный полуавтомат

1Б-240

15

4

0.2

0.7

ШРА 3

Токарно-винторезный станок

1616

11.0

3

0.16

0.63

Токарно-револьверный станок

1341

5.5

1

0.15

0.6

Токарно-винторезный станок

ТВ-320

5.5

1

0.16

0.62

Токарно-винторезный станок

10611П

10.0

1

0.17

0.65

Токарно-винторезный станок

1А61ВП

5.5

1

0.15

0.62

Токарно-револьверный станок

1Д387

5.5

2

0.15

0.6

Токарно-винторезный станок

1И611П

11.0

3

0.16

0.66

Токарно-винторезный станок

16Б16КА

11.0

2

0.17

0.65

Токарно-винторезный станок

1637

11.0

2

0.18

0.67

Вентилятор

Ц-14-46

5.5

3

0.65

Эффективное число приемников для ШРА1 по формуле (6.3) составит

Средневзвешенное значение коэффициента использования K_и группы электроприемников вычисляем по формуле (6.2)

По графикам, приведенным в /21/, в зависимости от К_и и n_э определяем К_м=1,69. Тогда активная мощность, вычисляемая по формуле (6.1), равна

P_р=0.23·1.69·(6·5.5+3·11+2·4.4+2·18+2·9) = 50.80кВт.

Средневзвешенное значение tgj группы электроприемников вычисляем по формуле (6.6)

Учитывая что n_э больше 10 (n_э = 12), расчетную реактивную мощность определяем по формуле (6.5)

Q_р=1.1·0.23·(6·5.5+3·11+2·4.4+2·18+2·9)·0.99=32.1 кВАр.

Расчетную нагрузку полной мощности для ШРА1 вычисляем по формуле (2.7)

кВА

2.2 Расчёт электрических нагрузок всего предприятия

Определение общезаводских нагрузок проведем по методу коэффициента спроса.

Расчетную активную нагрузку P_р, кВт, вычисляют по формуле

P_р = К_с·P_ном,(2.8)

где К_с - коэффициент спроса электроприемников цеха. Принимаем по /16/;

P_ном - установленная мощность электроприемников, кВт.

Расчетную реактивную нагрузку электроприемников цеха Q_р, кВАр, вычисляют по формуле

Q_р = P_р·tgj,(2.9)

где tgj - рассчитывается по коэффициенту мощности электроприемников цеха cosj. Принимаем по /16/.

Расчетная активная нагрузка установок электроосвещения P_р.о, кВт, определяется по методу коэффициента спроса

P_р.о = К_с.о·P_у.о·К_пра,(2.10)

где К_с.о - коэффициент спроса осветительных нагрузок цеха, принимаем

К_{с.о =} 0.95 по /16/;

К_пра - коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре. Принимаем К_пра =1.1 /16/;

Установленную мощность установок электроосвещения цеха, территории завода P_у.о, кВт, вычисляют по формуле

P_у.о = P_уд·S·10^-3,(2.11)

где S - освещаемая площадь цеха , территории завода, м²;

P_уд - удельная расчетная нагрузка освещения на 1 м² освещаемой поверхности, Вт/м².

Расчетную реактивную нагрузку электроосвещения Q_р.о, кВАр, вычисляют по формуле

Q_р.о = P_р.о·tgj_о,(2.12)

где tgj_о -определяется по коэффициенту мощности установок электроосвещения cosj_о.

Исходные данные, необходимые для расчета, сводим в таблицу 4.

Таблица 4 Исходные данные для расчета электрических нагрузок

Наименование цеха	Pуст, кВт	Кс	cosj	S, м2	Pуд, Вт/м2	Кс.о.	Кпра	cosjо
Компрессорная	2240	0.75	0.80	720	15	0.95	1.1	0.57
Котельная	1420	0.70	0.90	1400	15	0.95	1.1	0.57
Спецкорпус	2950	0.56	0.72	3025	20	0.95	1.1	0.57
Заготовительный корпус	2820	0.55	0.65	7160	20	0.95	1.1	0.57

Расчетную активную нагрузку компрессорной вычисляем по формуле (3.1)

P_р = 0.75·2240 = 1680 кВт.

Расчетную реактивную нагрузку электроприемников компрессорной вычисляем по формуле (3.2)

Q_р = 1680·0.75 = 1260 кВАр.

Установленную мощность установок электроосвещения компрессорной вычисляем по формуле (3.4)

P_у.о = 15·720·10^-3 = 10.8 кВт.

Расчетную активную нагрузку установок электроосвещения компрессорной вычисляем по формуле (3.3)

P_р.о = 0.96·10.8·1.1 = 11.29 кВт.

Расчетную реактивную нагрузку электроосвещения компрессорной вычисляем по формуле (3.5)

Q_р.о = 11.29·1.44 = 16.27 кВАр.

Расчет нагрузок остальных цехов проектируемого объекта выполним на ЭВМ. Расчет представлен на странице .

Расчетная активная и реактивная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам центральной распределительной подстанции (ЦРП), P_рS, кВт и Q_рS, кВАр, определяется как сумма расчетных нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и несовпадения максимумов нагрузок различных цехов во времени

P_рS = K_рм· SP_р + SDP_т + SP_{р .о} + P_рот,(2.13)

Q_рS = K_рм· SQ_р + SDQ_т + SQ_{р .о} + Q_рот,(2.14)

где К_рм - коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки. По /17/ принимаем К_{рм =} 0.9;

SDP_т, SDQ_т - потери, соответственно, активной, кВт и реактивной, кВАр мощности в трансформаторах цеховых подстанций. При ориенировочных расчетах, когда не известен тип силового трансфарматора, принимаем по /19/ DP_т = 0.02·S_р,

DQ_т = 0.1·S_р.

Расчетную полную мощность, передаваемую от источника питания, S _рS, кВА, вычисляют по формуле

,(2.15)

где Q_кв - мощность компенсирующих устройств, кВАр. Принимаем Q_кв = 0.2·Q

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов на заводской подстанции

Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путём технико-экономических расчётов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжение до 1 кВ; перегрузочные способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей.

Количество цеховых трансформаторных подстанций непосредственно влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 10 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. При некотором количестве трансформаторов можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным, и его следует рассматривать как окончательный.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из загрузки в нормальном режиме и с учетом минимального резервирования в послеаварийном режиме.

Номинальную мощность трансформаторов S_ном,т, кВА, вычисляют по формуле

,(2.16)

где P_р - расчетная активная нагрузка цеха, кВт;

N - число трансформаторов трансформаторной подстанции;

K_з - коэффициент загрузки трансформаторов.

Для питания потребителей цехов принимаем двухтрансформаторные подстанции с коэффициентом загрузки K_з = 0.85.

Номинальная мощность трансформаторов компрессорной

кВА.

Принимаем для установки на компрессорной по /26/ комплектную трансформаторную подстанцию типа 2КТПН-10-1000.

Результаты расчетов мощностей трансформаторов остальных трансформаторных подстанций сводим в таблицу 5.

Таблица 5 Результаты расчетов мощностей трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решатся вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ. Определим дополнительную мощность конденсаторных батарей (НКБ) в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.

Наибольшая реактивная мощность Q_в.н, кВАр, которая может быть передана из сети высокого напряжения в сеть низкого напряжения без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки определяется по формуле

,(2.17)

Суммарную мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ

Q_к.н, кВАр, определяют по формуле

Q_к.н = Q_р - Q_в.н,(2.18)

где Q_р - расчетная реактивная нагрузка электроприемников цеха, кВАр.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети высокого напряжения в сеть низкого напряжения без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки для электроприемников компрессорной вычисляем по формуле (5.2)

кВАр.

Суммарную мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ для компрессорной вычисляем по формуле (5.3)

Q_к.н = 1276 - 174 = 1101 кВАр.

2.4 Компенсация реактивной мощности

К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях подключаются электроприемники со значительным потреблением реактивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки в сети напряжением до 1 кВ обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 0,4 кВ электрически более удалены от источника питания, поэтому передача реактивной мощности в сеть низкого напряжения требует увеличения сечения проводов и кабелей, повышения мощности силовых трансформаторов и сопровождается большими потерями активной и реактивной мощностей. Затраты, обусловленные перечисленными факторами, можно уменьшить или даже устранить, если осуществлять компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.

Источниками реактивной мощности в сети низкого напряжения являются синхронные двигатели напряжением 0,4 кВ и конденсаторные батареи. Недостающая часть (некомпенсированная реактивная нагрузка сети низкого напряжения) покрывается перетоком реактивной мощности из сети высокого напряжения.

Расчет оптимальной мощности компенсирующих устройств в цеховой сети напряжением до 1 кВ был рассмотрен одновременно с выбором цеховых трансформаторных подстанций в пункте 5.1.

По рассчитанной суммарной мощности конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ принимаем комплектные конденсаторные нерегулируемые установки напряжением 0.38 кВ. Для компрессорной по Q_к.н = 1101 кВАр выбираем Q_к.н.ф = 900 кВАр. Для установки принимаем две комплектных конденсаторных нерегулируемых установки типа УК-0.38-450У3 (по одной на каждый цеховой трансформатор).

Значение коэффициента мощности cosj после компенсации вычисляют по формуле

,(2.19)

Значение коэффициента мощности после компенсации для электроприемников компрессорной

.

Результаты выбора конденсаторных установок для остальных цехов сводим в таблицу 6.

Таблица 6 Выбор конденсаторных установок

2.5 Выбор схемы внутреннего и внешнего электроснабжения

Системы электроснабжения разделяют на систему внешнего электроснабжения (воздушные линии от подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции ГПП или распределительного пункта ЦРП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП или ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций). Схемы внешнего или внутреннего электроснабжения выполняют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания.

Электроснабжение промышленного объекта может осуществляться от собственной электростанции (например, ТЭЦ), от энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции, работающей с ней параллельно.

Электроснабжение от энергетической системы (при отсутствии собственной электростанции). В зависимости от величины напряжения источника питания электроснабжение от энергетической системы выполняют:

а) при напряжении 6-10-20 КВ;

б) при напряжении 35-220 КВ.

Количество выключателей и их типов могут изменяться в зависимости от категории потребителя, конструктивного выполнения линии и расстояния до источника питания. Если при отключении одной из линий питания секции должно восстанавливаться автоматически, то вводный и секционный разъединители заменяются выключателями.

Мощность трансформаторов и сечение проводов линий выбирают так, чтобы в нормальном режиме они были загружены на 80-90%, а при возможном отключении одной из линий и трансформатора вторая линия и трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с допустимой перегрузкой, бесперебойную работу предприятия. При больших расстояниях обычно применяют схемы с питанием от подстанций напряжением 35-220 кВ.

Для определения технико-экономического показателя намечается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентированного исходя из подсчитанной электрической нагрузки предприятия. Затем определяются стоимость оборудования и другие расходы. Стоимость электроэнергии определяется себестоимостью электроэнергии, вырабатываемой энергосистемой или промышленной электростанцией.

Так как потребители I и II категории, схема электроснабжения от энергосистемы при напряжении 6-10 кВ. Магистральная схема на стороне 0,4 кВ, что удешевляет установку и снижает потери мощности. Схема также и радиальная, что увеличивает количество используемой высоковольтной аппаратуры.

2.6 Расчёт токов короткого замыкания

Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток короткого замыкания. Поэтому в расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивные, так и активные. Кроме того, учитывают активные сопротивления всех переходных контактов в этой цепи.

Согласно рисунку 6.2 составим исходную схему для расчетов токов короткого замыкания системы электроснабжения в установках до 1кВ.

Для определения токов короткого замыкания на расчетной схеме намечаем характерные точки короткого замыкания. Точки нумеруем в порядке их рассмотрения. Расчет выполняем в именованных единицах.

Сопротивление цехового трансформатора находим по /17/ для трансформатора мощностью 1000 кВА: x_т = 8.5 мОм; r_т = 2.41 мОм.

Ток короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ I_к, А, рассчитывают по формуле

,(2.20)

где U_н - номинальное напряжение сети, В;

x_Sк, r_Sк - суммарное реактивное и активное сопротивление до точки короткого замыкания, мОм.

Предполагая развитие энергосистемы, расчет токов короткого замыкания выполняем без учета сопротивления системы до цехового трансформатора, чтобы все выбранные аппараты соответствовали своему назначению.

Суммарное реактивное сопротивление до точки короткого замыкания К1

x_Sк1 = x_т = 8.5 мОм.

Суммарное активное сопротивление до точки короткого замыкания К1 должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составляет 15 мОм

r_Sк1 = r_т + r_доб = 2.41 + 15 = 17.41 мОм.

Ток короткого замыкания в точке К1

кА.

Ударный ток I_уд, кА, вычисляют по формуле

,(2.21)

где К_уд - ударный коэффициент. Находим по /19/ в зависимости от отношения x_Sк/r_Sк.

кА.

Для остальных точек КЗ расчёт аналогичен. Необходимо учитывать сопротивления кабельных линий,шинопроводов и проводов.

Сопротивление кабельной линии, шин ШРА3 и питающих проводов

x, r, мОм, вычисляют по формулам

x = x_уд ·l,(2.21)

r = r_уд ·l,(2.22)

где l - длина проводника;

x_уд, r_уд - удельное реактивное и активное сопротивление проводников, мОм. Находим по /17/.

Сопротивление кабельной линии, питающей ШРА3

x_л = 0.25·37 = 9.25 мОм;

r_л = 0.67·37 = 24.79 мОм.

Сопротивление шин ШРА3

x_ш = 0.1·34 = 3.4 мОм;

r_ш = 0.2·38 = 6.8 мОм.

Сопротивление питающих проводов токарно-винторезного станка типа 1616

x_п = 0.1·4 = 0.4 мОм;

r_п = 8.35·4 = 33.4 мОм.

Аналогично рассчитываем ток короткого замыкания в других точках цеховой сети. При этом учитываем сопротивления кабельных линий, шинопроводов, питающих проводов и переходные сопротивления контактов.

Для учета переходных сопротивлений контактов вводим добавочные сопротивления. Для первичных цеховых распределительных пунктов (РП) добавочное сопротивление составляет 20 мОм, для вторичных цеховых РП - 25 мОм.

Результаты расчетов приведены в таблице 7.

Таблица 7 Расчет токов короткого замыкания в цеховой сети

Проверяем выбранные комплектные шинопроводы на электродинамическую стойкость по условию

i_уд < i_{уд. доп},(2.23)

где i_уд - расчетный ударный ток короткого замыкания в начале шинопровода, кА;

i_{уд. доп} - допустимый ударный ток короткого замыкания для данного типа шинопровода, кА.

8.51 < 15 кА.

Принципиальная электрическая схема цеха и схема электрическая расположения на плане цеха электрооборудования и силовых кабельных линий представлены, соответственно, на третьем, четвертом и пятом листах графической части дипломного проекта.

2.7 Выбор токоведущих частей высоковольтного оборудования

Шины распределительных устройств выбирают по номинальным параметрам, соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды, и проверяют на режим КЗ.

Изоляторы выбирают на номинальное напряжение и номинальный ток и проверяют на механическую нагрузку при КЗ.

Кабели, как и шины, выбирают по номинальным параметрам (току, напряжению) и проверяют на термическую устойчивость при КЗ.

Реактор выбирают по расчетному току линии и заданной величине допустимого тока КЗ для рассчитывания точки схемы.

Такие выключатели выбирают по номинальному напряжению и току, конструктивному выполнению и места установки, ток отключения.

Их выбирают по конструктивному выполнению, номинальному напряжению и току, предельно отключаемому току I_откл и мощности S_откл.

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току и напряжению, нагрузке первичной и вторичной катушек, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость к токам КЗ, на 10%-ную погрешность в цепях защиты.

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальным параметрам, классу точности и нагрузке, определяемой мощностью, которая потребляется катушками электроизмерительных приборов, подключенных к данному трансформатору.

Данные высоковольтного оборудования подстанции сведены в таблицу 8.

Таблица 8 Выбор высоковольтного электрооборудования подстанции

2.8 Выбор аппаратуры и питающих проводников напряжением до 1кВ

Распределительные шинопроводы типа ШРА выбираем по расчетному току I_р, А

(2.24)

где S_р – расчетная максимальная полная мощность нагрузки ШРА, кВА;

U_н – номинальное напряжение шинопровода, кВ; U_н=0,4 кВ.

А.

Расчет токов для остальных ШРА производим на ЭВМ. Расчет представлен на странице .

Выбираем для ШРА1, ШРА2 и ШРА3 шинопровод распределительный типа ШРА73УЗ на номинальный ток 250 А.

Технические характеристики выбранного шинопровода представлены в таблице 9.

Таблица 9 Технические характеристики шинопровода

Потери напряжения в распределительном шинопроводе с равномерной нагрузкой и расположением вводной секции в начале шинопровода DU, %, определяют по формуле:

(2.25)

где I_р – расчетный ток ШРА, А;

l – длина ШРА, м;

r_уд, х_уд – удельные активное и индуктивное сопротивления шинопровода, Ом/м;

U_н – номинальное напряжение шинопровода, В. U_н=380 В.

Коэффициент мощности шинопровода cosj, вычисляем по формуле

(2.26)

Рассчитаем потери напряжения в распределительном шинопроводе ШРА1. Коэффициент мощности шинопровода рассчитаем по формуле (2.26)

.

Потери напряжения ШРА1 найдем по формуле (2.25)

%.

Результаты расчетов остальных шинопроводов сводим в таблицу 10.

Таблица 10 Результаты расчетов шинопроводов

Условие по потере напряжения выполняется (DU<5%), следовательно, шинопроводы выбраны верно.

Щит низкого напряжения укомплектован панелями ЩО-70 с автоматическими выключателями типа А3114 с номинальными токами 150, 200 и 150 А для питания шинопроводов ШРА1, ШРА2 и ШРА3 соответственно.

Сечение жил кабелей цеховой сети выбираем по нагреву расчетным током I_р, А, по формуле

I_р£I_доп;(2.27)

где I_доп – длительно допустимый ток проводника, А.

По расчетному току по /14/ выбираем сечение питающих кабелей шинопроводов. Питание осуществляем кабелем АВВГ. Результаты выбора сводим в таблицу 11.

Таблица 11 Выбор сечений питающих кабелей шинопроводов

Сечение проводов цеховой сети выбираем по нагреву длительным номинальным током I_ном, А, по формуле

I_ном£I_доп;(2.28)

где I_доп – длительно допустимый ток проводника, А.

Номинальный ток линии I_ном, А, рассчитывается по формуле

(2.29)

где P_ном - номинальная мощность электроприемника, кВт;

U_ном - номинальное напряжение; U_ном = 0.4 кВ.

Номинальный ток линии, питающей резьбонарезной полуавтомат типа АЭТЗ

А.

По номинальному току I_ном = 13.23 А выбираем провод марки АПВ (алюминевые жилы, поливинилхлоридная изоляция) сечением 2.5 мм² с длительно допустимым током I_доп = 19 А (по /14/ для четырех одножильных проводов, проложенных в одной трубе). Питание осуществляем четырехпроводной линией.

Номинальный ток требуемой плавкой вставки предохранителя I_п.в, А, вычисляют по формуле

I_п.в³ I_ном, (2.30)

По номинальному току резьбонарезного полуавтомата I_ном = 13.23 А выбираем ближайшее значение плавкой вставки I_п.в = 30 А.

Выбор сечений остальных линий по условиям допустимого нагрева и выбор плавких вставок представлен в таблице 12.

Таблица 12 Расчет и выбор длительно допустимого тока проводников

Проверку наиболее загруженной линии (от ШРА1 до круглошлифовального станока типа 3Б151) по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах при допустимой нагрузке проведем по формуле (6.9)

%.

Условие выполняется (DU<5%),, следовательно, сечение проводников выбрано верно.

2.9 Расчёт заземляющего устройства

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 метров от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1 м от фундаментов или оснований оборудований. Допускается увеличение расстояний от фундамента или основания оборудования до 1,5 м.

При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Полученное путем замеров удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные колебания удельного сопротивления грунта.

По форме расположения заземлителей различают выносные и контурное заземления. Способ размещения заземлителей определяется по плану установки.

Определяем ток однофазного замыкания на землю:

(2.31)

Определяем сопротивление заземляющего устройства при общем заземлении:

(2.32)

Принимаем наименьшее сопротивление заземляющего устройства при общем заземлении 4 Ом.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта:

(2.33)

где - суглинок, [Л1, стр. 260, табл. 7.3]

Выбираем электроды из угловой стали размером 50х50х5 мм, длиной 2,5 м.

Определяем сопротивление одиночного заземлителя:

(2.34)

Принимаем размещение заземлителей по контуру.

Определяем число заземлителей:

(2.35)

где [Л.1, стр. 257, табл. 7.1]

Определяем расстояние между заземлителями:

(2.36)

Схема заземления трансформаторной подстанции представлена на рисунке 5.

Рисунок 6 Схема заземления трансформаторной подстанции М 1:100

2.10 Выбор и расчёт максимальной токовой защиты

Максимально-токовая защита является наиболее простой и поэтому широко применяется для защиты трансформаторов, электродвигателей и линий электропередач с односторонним питанием.

Выбор токов и времени срабатывания максимально-токовой защиты. Ток срабатывания пусковых токовых реле выбирают таким, чтобы обеспечить выполнение следующих условий:

- защита не должна приходить в действие при прохождении по защищаемому элементу максимального тока нагрузки;

- защита должна надежно действовать при КЗ, происшедшем на защищаемом участке, и иметь коэффициент чувствительности в конце этого участка не менее 1,5;

- защита должна действовать при КЗ, происшедшем на смежном участке и иметь коэффициент чувствительности в конце смежного участка не менее 1,2.

При определении максимального тока нагрузки необходимо исходить из наиболее тяжелых, но реальных режимов работы оборудования. Так, для защиты параллельных линий в качестве максимального тока нагрузки на каждую линию следует принимать суммарную максимальную нагрузку обеих линий.

Выдержки времени максимально0токовой защиты с зависимой и независимой характеристиками времени срабатывания выбирают по ступенчатому принципу, при котором каждая последующая защита в направлении к источнику питания имеет выдержку больше предыдущей.

Токовая отсечка обычно защищает только часть линии, поэтому она применяется как дополнительная защита. При сочетании токовой отсечки с максимально-токовой защитой получается ступенчатая по времени токовая защита. При этом первая ступень (отсечка) действует мгновенно, последующие ступени – с выдержкой времени.

Рисунок 2 Схема максимально-токовой защиты на постоянном оперативном токе

Определяем ток срабатывания реле максимально-токовой защиты:

, (2.37)

где

,

,,.

Определяем ток срабатывания:

(2.38),

где k_сх определяется по рис.12.1,

Определяем кратность первичного тока:

(2.39)

Определяем коэффициент чувствительности:

(2.40)

Где

(2.41)

3. Охрана труда и промышленная безопасность

3.1 Работы в зоне влияния электрического и магнитного полей

В ОРУ и на ВЛ напряжением 330 кВ и выше должна быть обеспечена защита работающих от биологически активного электрического поля, способного оказывать отрицательное воздействие на организм человека и вызывать появление электрических разрядов при прикосновении к заземленным или изолированным от земли электропроводящим объектам.

В электроустановках всех напряжений должна быть обеспечена защита работающих от биологически активного магнитного поля, способного оказывать отрицательное воздействие на организм человека.

Биологически активными являются электрическое и магнитное поля, напряженность которых превышает допустимое значение.

Предельно допустимый уровень напряженности воздействующего электрического поля (ЭП) составляет 25 кВ/м. Пребывание в ЭП с уровнем напряженности, превышающим 25 кВ/м, без применения индивидуальных средств защиты не допускается.

При уровнях напряженности ЭП свыше 20 до 25 кВ/м время пребывания персонала в ЭП не должно превышать 10 мин.

При уровне напряженности ЭП свыше 5 до 20 кВ/м допустимое время пребывания персонала рассчитывается по формуле:

Т = 50/Е – 2 (3.1.)

где Е - уровень напряженности воздействующего ЭП, кВ/м;

Т - допустимое время пребывания персонала, ч.

При уровне напряженности ЭП, не превышающем 5 кВ/м, пребывание персонала в ЭП допускается в течение всего рабочего дня (8 ч).

Допустимое время пребывания в электрическом поле может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. В остальное рабочее время необходимо использовать средства защиты или находиться в электрическом поле напряженностью до 5 кВ/м.

Допустимая напряженность (Н) или индукция (В) магнитного поля для условий общего (на все тело) и локального (на конечности) воздействия в зависимости от продолжительности пребывания в магнитном поле определяется в соответствии с табл. № 13.

Таблица № 13 Допустимые уровни магнитного поля

Допустимые уровни магнитного поля внутри временных интервалов определяются интерполяцией.

При необходимости пребывания персонала в зонах с различной напряженностью магнитного поля общее время выполнения работ в этих зонах не должно превышать предельно допустимое для зоны с максимальной напряженностью.

Допустимое время пребывания в магнитном поле может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня. При изменении режима труда и отдыха (сменная работа) предельно допустимый уровень магнитного поля не должен превышать установленный для 8-часового рабочего дня.

Контроль уровней электрического и магнитного полей должен производиться при:

приемке в эксплуатацию новых и расширении действующих электроустановок;

оборудовании помещений для постоянного или временного пребывания персонала, находящихся вблизи электроустановок (только для магнитного поля);

аттестации рабочих мест.

Уровни электрического и магнитного полей должны определяться во всей зоне, где может находиться персонал в процессе выполнения работ, на маршрутах следования к рабочим местам и осмотра оборудования.

Измерения напряженности электрического поля должны производиться:

при работах без подъема на оборудование и конструкции - на высоте 1,8 м от поверхности земли, плит кабельного канала (лотка), площадки обслуживания оборудования или пола помещения;

при работах с подъемом на оборудование и конструкции - на высоте 0,5, 1,0 и 1,8 м от пола площадки рабочего места (например, пола люльки подъемника) и на расстоянии 0,5 м от заземленных токоведущих частей оборудования.

Измерения напряженности (индукции) магнитного поля должны производиться на высоте 0,5, 1,5 и 1,8 м от пола площадки рабочего места, земли, пола помещения, настила переходных мостиков и т.п., а при нахождении источника магнитного поля под рабочим местом - дополнительно на уровне пола площадки рабочего места.

Измерения напряженности (индукции) магнитного поля должны проводиться при максимальном рабочем токе электроустановки или измеренные значения должны пересчитываться на максимальный рабочий ток () путем умножения измеренных значений на отношение , где I - ток в источнике магнитного поля в момент измерения.

Напряженность (индукция) магнитного поля измеряется в производственных помещениях с постоянным пребыванием персонала, расположенных на расстоянии менее 20 м от токоведущих частей электроустановок, в том числе отделенных от них стеной.

В качестве средств защиты от воздействия электрического поля должны применяться:

в ОРУ - стационарные экранирующие устройства по ГОСТ 12.4.154 и экранирующие комплекты по ГОСТ 12.4.172, сертифицированные органами Госстандарта России;

на ВЛ - экранирующие комплекты (те же, что в ОРУ).

В заземленных кабинах и кузовах машин, механизмов, передвижных мастерских и лабораторий, а также в зданиях из железобетона, в кирпичных зданиях с железобетонными перекрытиями, металлическим каркасом или заземленной металлической кровлей электрическое поле отсутствует, и применение средств защиты не требуется.

Не допускается применение экранирующих комплектов при работах, не исключающих возможности прикосновения к находящимся под напряжением до 1000 В токоведущим частям, а также при испытаниях оборудования (для работников, непосредственно проводящих испытания повышенным напряжением) и электросварочных работах.

При работе на участках отключенных токоведущих частей электроустановок для снятия наведенного потенциала они должны быть заземлены. Прикасаться к отключенным, но не заземленным токоведущим частям без средств защиты не допускается. Ремонтные приспособления и оснастка, которые могут оказаться изолированными от земли, также должны быть заземлены.

Машины и механизмы на пневмоколесном ходу, находящиеся в зоне влияния электрического поля, должны быть заземлены. При их передвижении в этой зоне для снятия наведенного потенциала следует применять металлическую цепь, присоединенную к шасси или кузову и касающуюся земли.

Не разрешается заправка машин и механизмов горючими и смазочными материалами в зоне влияния электрического поля.

В качестве мер защиты от воздействия магнитного поля должны применяться стационарные или переносные магнитные экраны.

Рабочие места и маршруты передвижения персонала следует располагать на расстояниях от источников магнитного поля.

Зоны электроустановок с уровнями магнитных и электрических полей, превышающими предельно допустимые, где по условиям эксплуатации не требуется даже кратковременное пребывание персонала, должны ограждаться и обозначаться соответствующими предупредительными надписями или плакатами.

3.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, выполняемых со снятием напряжения

При подготовке рабочего места для работы со снятием напряжения выполняются следующие технические мероприятия:

а) производятся необходимые отключения электрооборудования и принимаются меры от случайного его включения (запирание приводов выключателей и др.);

б) на приводах управления коммутационными аппаратами устанавливают запрещающие плакаты;

в) на токоведущих частях, на которые должно быть наложено переносное заземление, проверяют отсутствие напряжения;

г) включают заземляющие ножи или накладывают переносные заземления на отключенные токоведущие части;

д) вывешивают предупредительные плакаты и ставят ограждения у рабочих мест и у неотключенных токоведущих частей.

Эту работу выполняет оперативный персонал.

Ремонтируемое электрооборудование должно быть отключено со всех сторон, откуда на него может быть подано напряжение, и с видимым разрывом цепи. Так, в сети напряжением выше 1 кВ следует отключать помимо выключателя еще и разъединитель. В сети до 1 кВ в случае отключения закрытым аппаратом следует снять предохранители или отсоединить от ремонтируемого участка питающие провода. В комплектных распределительных устройствах (КРУ) достаточно выкатить из камеры тележку с выключателем, поскольку при этом разомкнутся втычные контакты. При ремонте трансформаторов необходимо отключать их с обеих сторон во избежание обратной трансформации напряжения.

Чтобы предупредить случайное включение коммутационных аппаратов, их приводы следует запереть механическим запором, а у дистанционных приводов снять плавкие предохранители в цепи оперативного тока. В РУ напряжением 6—10 кВ с однополюсными разъединителями с этой цепью разрешается на ножи разъединителя надевать резиновые колпаки.

В электроустановках напряжением до 1 кВ снятие напряжения осуществляется отключением аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей — их снятием. При отсутствии в схеме плавких предохранителей ошибочное включение аппарата предотвращают запиранием рукояток, запиранием дверей шкафа, установкой между контактами аппарата изолирующих накладок.

Отключению подлежит не только ремонтируемое электрооборудование, но и неогражденные токоведущие части, к которым возможно приближение людей, инструмента, механизмов на расстояние менее 0,6 м при напряжении до 35 кВ. Сразу же после отключения на рукоятках приводов на ключах и кнопках дистанционного управления вывешивают плакат «Не включать. Работают люди». Если для ремонта отключается воздушная или кабельная линия, то вывешивают плакат «Не включать. Работа на линии». У разъединителей, управляемых штангой, эти плакаты вывешивают на ограждениях.

Неотключенные токоведущие части, к которым во время работы возможно случайное прикосновение, должны быть ограждены щитами из дерева или из других изоляционных материалов. В электроустановках напряжением до 35 кВ расстояние от щитов до токоведущих частей должно быть не менее 0,6 м. В РУ напряжением до 15 кВ это расстояние допускается до 0,35 м. На временных ограждениях устанавливают плакат «Стой. Напряжение». В РУ до 15 кВ допускается вместо ограждений установка изолирующих накладок, которые могут касаться токоведущих частей. Устанавливать и снимать накладки должны двое с квалификационной группой по ТБ V и IV в сетях выше 1 кВ и IV и II группы — в сетях до 1 кВ. Работа выполняется в диэлектрических перчатках, с помощью штанги или изолирующих клещей и в защитных очках (на случай возникновения электрической дуги). После включения заземляющих ножей или наложения переносного заземления на ограждениях соседних ячеек и расположенных напротив вывешивают плакаты «Стой. Напряжение». Если соседние ячейки не имеют постоянных ограждений, то их ограждают переносными щитами с такими же плакатами на них. В открытых РУ рабочие места ограждают канатом или шнуром (не металлическим) с вывешенными на них плакатами «Стой. Напряжение». На конструкциях, соседних с той, по которой разрешается подниматься, внизу должен быть вывешен плакат «Не влезай. Убьет!» На стационарных лестницах и конструкциях, по которым разрешено подниматься, должен быть вывешен плакат «Влезать здесь».

В электроустановках, кроме ВЛ, на рабочих местах после наложения заземлений и ограждения рабочего места вывешивают плакат «Работать здесь».

Перед наложением заземления на отключенных токоведущих частях проверяют отсутствие напряжения между всеми фазами и между каждой фазой и землей. В электроустановках напряжением выше 1 кВ работать с указателем напряжения надо в диэлектрических перчатках.

На деревянных и железобетонных опорах линий 6-20 кВ и при работе с использованием телескопической вышки указатель напряжения с неоновой лампой необходимо заземлять гибким проводом сечением 4 мм² , поскольку без заземления указатель может показать отсутствие напряжения, в то время как оно будет. В сетях напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью при использовании двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения следует как между фазами, так и по отношению каждой фазы к заземленному корпусу оборудования. Для этого разрешается применять переносный вольтметр; пользоваться так называемыми контрольными лампами запрещено, поскольку это опасно из-за возможности замыкания в патроне.

Проверять отсутствие напряжения на подстанция и в РУ разрешается одному работнику из числа оперативного персонала с квалификационной группой по ТБ не ниже IV в электроустановках напряжением выше 1 кВ и с группой III — до 1 кВ. На ВЛ проверку проводят вдвоем: на линиях напряжением выше 1 кВ с квалификационными группами по ТБ не ниже IV и III, на линиях до 1 кВ — не ниже III.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ включать заземляющие ножи разъединителей разрешается одному работнику из числа оперативного персонал с квалификационной группой по ТБ не ниже IV, а наложение переносных заземлений должны выполнять двое с группами IV и III. Снимать переносное заземление разрешается работнику из числа оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по ТБ не ниже III. В электроустановках напряжением до 1 кВ все операции с переносными заземлениями разрешается выполнять одному работнику из числа оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по ТБ не ниже III.

Учитывая особую опасность наложения переносных заземлений (в случае, если ошибочно электроустановка окажется неотключенной), операцию наложения необходимо выполнять в следующем порядке.

1. Присоединить наконечник (или струбцину) заземления к стационарному ЗУ подстанции (производственного цеха) или к металлической опоре ВЛ, у железобетонных и деревянных опор — к заземляющим спускам или к переносному заземлителю в виде заостренного стержня, погруженного в грунт на глубину не менее 0,5 м, на ВЛ напряжением до 1 кВ — к нулевому пропилу.

2. Указателем напряжения, соответствующим значению рабочего напряжения электроустановки, проверить отсутствие напряжения на отключенных токоведущих частях — между всеми фазами и между каждой фазой и землей.

3. Убедившись в отсутствии напряжения, сразу же наложить фазные концы переносного заземления на отключенные токоведущие части (шины РУ, неизолированное провода ВЛ) в местах, предназначенных для этого. В жесткой ошиновке РУ эти места должны быть очищены от краски. В электроустановках напряжением выше 1 кВ операцию наложения заземлений выполняют специальной штангой, в диэлектрических перчатках, стоя на изолирующем основании (или в диэлектрических перчатках, галошах). В электроустановках напряжением до 1 кВ наложение заземлений допускается руками в диэлектрических перчатках и в очках.

Порядок снятия переносных заземлений обратный — сначала отсоединяют фазные концы, а затем заземляющий конец, также с применением средств защиты.

При необходимости в процессе работы допускается временное снятие заземлений, наложенных при подготовке рабочего места, которое выполняет один человек из состава бригады с квалификационной группой по ТБ не ниже Ш под надзором оперативного персонала или (при его отсутствии) производителя работ. При выдаче наряда разрешение на временное снятие заземления вносится в строку «Отдельные указания» со сведениями, где и для какой цели это требуется (например, при измерении сопротивления изоляции в процессе работы).

ВЛ напряжением выше 1 кВ заземляются в РУ, у аппарата, которым отключена линия, а также непосредственно на месте работ, на опоре, на которой выполняется работа. Перед разрывом цепи путей отсоединения проводов или отключения секционного разъединителя заземление накладывается по обе стороны разрыва.

На ВЛ напряжением выше 1 кВ наложение переносных заземлений и включение установленных на опорах заземляющих ножей выполняют работники оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по ТБ не ниже IV, второе лицо — с группой Ш.

На ВЛ напряжением до 1 кВ разрешается эта работа, если старший из числа оперативного персонала имеет группу не ниже III, а второе лицо из состава ремонтной бригады также не ниже III группы.

Во избежание случаев подачи напряжения на линию или участок ремонта в РУ, что приведет к аварии и может быть причиной несчастного случая, все переносные заземления должны учитываться по инвентарным номерам с указанием места их нахождения. Наложение и снятие заземлений и положение заземляющих ножей необходимо отражать на оперативной схеме подстанции, в оперативном журнале и в наряде.

4. Экология и защита окружающей среды

4.1 Охрана окружающей среды от вредного воздействия предприятий тепловой энергетики

Существует неразрывная взаимосвязь и взаимозависимость условий обеспечения теплоэнергопотребления и загрязнения окружающей среды. Взаимодействие этих двух факторов жизнедеятельности человека и развитие производственных сил привлекает постепенное внимание к проблеме взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды.

На ранней стадии развития теплоэнергетики основным проявлением этого внимания был поиск в окружающей среде ресурсов, необходимых для обеспечения теплоэнергопотребления и стабильного теплоэнергоснабжения предприятий и жилых зданий. В дальнейшем границы проблемы охватили возможности более полного использования природных ресурсов путём изыскания и рационализации процессов и технологии, добычи и обогащения, переработки и сжигания топлива, а также совершенствования теплоэнергетических установок.

С ростом единичных мощностей блоков, теплоэнергетических станций и теплоэнергетических систем, удельных и суммарных уровней теплоэнергопотребления, возникла задача ограничения загрязняющих выбросов в воздушный бассейн, а также более полного использования их естественной рассеивающей способности.

На современном этапе проблема взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды приобрела новые черты, распространяя своё влияние на громадные объемы атмосферы Земли.

Ещё более значительные масштабы развития теплоэнергопотребления в обозримом будущем предопределяют дальнейший интенсивный рост разнообразных воздействий на атмосферу.

Принципиально новые стороны проблемы взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды возникли в связи с развитием ядерной теплоэнергетики.

Важнейшей стороной проблемы взаимодействия теплоэнергетики и окружающей среды в новых условиях является всё более возрастающее обратное влияние, определяющее роль условий окружающей среды в решении практических задач теплоэнергетики (выбор типа теплоэнергетических установок, дислокация предприятий, выбор единичных мощностей энергетического оборудования и многое другое).

Цель данного вопроса – исследовать проблему тепловых выбросов в атмосферу и их влияние на окружающую среду.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- охарактеризовать теплоэнергетику и её выбросы;

- рассмотреть воздействие установок на атмосферу при использовании твердого топлива;

- исследовать влияние на атмосферу при использовании жидкого топлива;

- изучить влияние на атмосферу при использовании природного газа;

- исследовать, как осуществляется охрана окружающей среды от тепловых выбросов.

Теплоэнергетика является одной из основных составляющих энергетики и включает в себя процесс производства тепловой энергии, транспортировки, рассматривает основные условия производства энергии и побочные влияния отрасли на окружающую среду, организм человека и животных.

Как отмечают учёные, по суммарным выбросам вредных веществ в атмосферу теплоэнергетика занимает первое место среди отраслей промышленности.

Если паровой котёл – «сердце» электростанции, то вода и водяной пар – её «кровь». Они циркулируют внутри установок, крутят лопатки турбин. Так вот эту «кровь» удалось сделать суперкритической, в несколько раз увеличив её температуру и давление. Благодаря этому КПД электростанций существенно вырос. В таких экстремальных условиях обычные металлы выжить не могли. Потребовалось создать принципиально новые, так называемые конструкционные материалы для сверхкритических температур.

Львиная доля электроэнергии вырабатывается в мире на тепловых и атомных станциях, где рабочим телом служит водяной пар. Переход на его сверхкритические параметры (температуру и давление) позволил повысить КПД с 25 до 40%, что дало огромную экономию первичных энергоресурсов – нефти, угля, газа – и в короткий срок многократно повысило энерговооружённость нашей страны. Это стало реальным во многом благодаря основополагающим исследованиям А.Е. Шейндлина теплофизических свойств водяного пара в сверхкритических состояниях. Параллельно с ним многие учёные мира вели разработки в этом направлении, но решение удалось найти отечественному энергетику. Им разработаны не имевшие аналогов в мире методики и экспериментальные установки. Результаты расчётов А.Е. Шейндлина стали основой для строительства электростанций во многих странах. В 1961 г. Шейндлин создал Институт высоких температур, который стал одним из ведущих научных центров РАН.

Международный комитет по присуждению премии «Глобальная энергия» определил трёх лауреатов. Премиальный фонд 2004 г. в размере 900 тыс. долларов будет поделен между ними. Премия «За разработку физико-технических основ и создание энергетических реакторов на быстрых нейтронах» присуждена академику РАН Федору Нитенкову и профессору Леонарду Дж. Коху (США). Премии «За фундаментальные исследования теплофизических свойств веществ при предельно высоких температур для энергетики» удостоен академик РАН Александр Шейндлин.

Предприятия угольной промышленности оказывают существенное отрицательное влияние на водные и земельные ресурсы. Основные источники выброса вредных веществ в атмосферу – промышленные, вентиляционные и аспирационные системы шахт и обогатительных фабрик и др.

Загрязнение воздушного бассейна в процессе открытой и подземной добычи угля, транспортировки и обогащения каменного угля вызвано буровзрывными работами, работой двигателей внутреннего сгорания и котельных, пылением угольных складов и породных отвалов и другими источниками.

В 2002 году объём выбросов вредных веществ в атмосферу от предприятий отрасли возрос относительно 1995 года на 30 процентов, главным образом, из-за вновь учитываемых выбросов метана от вентиляционных и дегазационных установок на шахтах.

По объёму выбросов вредных веществ угольная отрасль занимает шестое место в промышленности Российской Федерации (вклад на уровне 5%). Степень улавливания и обезвреживания загрязняющих веществ крайне низка (9,1%), при этом не улавливаются углеводороды и ЛОС.

В 2002 году выросли выбросы углеводородов (на 45,5 тыс. т), метана (на 40,6 тыс. т.), сажи (на 1,7 тыс. т), ряда других веществ; отмечено снижение выбросов ЛОС (на 5,2 тыс. т), диоксида серы (на 2,8 тыс. т), твёрдых веществ (на 2,2 тыс. т).

Зональность угля, поступающего от отдельных поставщиков на ТЭС, превышает 79% (в Великобритании она в соответствии с законодательством – 22%, в США – 9%). И увеличение выброса летучей золы в атмосферу продолжается. Между тем электрофильтры для золоулавливания производит лишь один Семибратовский завод, удовлетворяя ежегодные потребности в них не более чем на 5%.

ТЭС, работающие на твёрдом топливе, интенсивно выбрасывают в атмосферу продукты угля и сланцев, содержащих до 50% негорючей массы и вредных примесей. Удельный вес ТЭС в электробалансе страны составляет 79%. Они потребляют до 25% добываемого твёрдого топлива и сбрасывают в среду обитания человека более 15 млн т золы, шлаков и газообразных веществ.

В США каменный уголь продолжает оставаться основным видом топлива для электростанций. К концу столетия все электростанции там должны стать экологически чистыми, предстоит повысить КПД до 50% и более (сейчас 35%). Чтобы ускорить внедрение технологий очистки угля, ряд угольных, энергетических и машиностроительных компаний при поддержке федерального правительства разработал программу, на реализацию которой потребуется 3,2 млрд долларов. В течение 20 лет только в США новые технологии будут внедрены на существующих электростанциях общей мощностью 140 тыс. МВт и на новых переоборудуемых электростанциях общей мощностью 170 тыс. кВт.

Экологические технологии сжигания топлива. Традиционный диффузионный способ сжигания даже высококачественных углеводородных топлив приводит к загрязнению окружающей атмосферы главным образом оксидами азота и канцерогенными веществами. В связи с этим необходимы экологически чистые технологии сжигания этих видов топлива: с высоким качеством распыления и смешения с воздухом до зоны горения и интенсивным сжиганием обедненной, предварительно перемешанной, топливно-воздушной смеси, оптимальная с термохимической точки зрения камера сжигания (КС) должна обеспечивать предварительное испарение топлива, полное и равномерное перемешивание его паров с воздухом и устойчивое сжигание обедненной горючей смеси при минимальном времени её пребывания в зоне горения.

В этом плане гораздо эффективнее традиционного диффузного гибридный способ сжигания, представляющий комбинацию диффузной зоны с каналом для предварительного испарения и перемешивания топлива с воздухом.

Разработаны технологии сжигания угля в котлах с циркулирующим кипящим слоем, где достигается эффект связывания экологически опасных примесей серы. Эта технология внедрена при реконструкции Шатурской, Черепетской и Интинской ГРЭС. В Улан-Удэ строится ТЭЦ с современными котлами. Институтом «Теплоэлектропроект» разработана технология газификации угля: сжигается не сам уголь, а выделенный из него газ. Это экологически чистый процесс, но пока он, как и любая новая технология, дорог. В будущем будут внедрены технологии газификации даже нефтяного кокса.

При сжигании угля в псевдосжиженном слое выброс в атмосферу соединений серы уменьшается на 95%, а окислов азота – на 70%.

Очистка дымовых газов. Для очистки дымовых газов применяется известково-каталитический двухступенчатый метод с получением гипса, основанный на поглощении диоксида серы известняковой суспензией в две ступени контакта. Подобная технология, как свидетельствует мировой опыт, наиболее распространена на тепловых электростанциях, сжигающих жидкое и твёрдое топливо с различным содержанием серы в нём, и обеспечивает степень очистки газов от окислов серы не ниже 90-95%. Большое количество отечественных электростанций работают на топливе со средним и высоким содержанием серы в нем, поэтому этот метод должен получить широкое распространение в отечественной энергетике. У нас в стране практически отсутствовал опыт очистки дымовых газов от сернистого ангидрида мокрым известняковым способом.

На долю ТЭС приходится около 70% выбросов оксидов азота в атмосферу. В США и Японии методы очистки дымовых газов от оксидов азота нашли широкое применение, в этих странах работает более 100 установок, в которых используется метод селективного каталитического восстановления оксидов азота аммиаком на платино-ванадиевом катализаторе, правда, стоимость этих установок очень высока, а срок службы катализатора – незначителен.

В последние годы в США фирмой «Genesis Research of Arizona» разработана технология получения так называемого самоочищающегося угля. Такой уголь лучше горит, и при его использовании в дымовых газах оказывается на 80% меньше диоксида серы, дополнительны же расходы составляют лишь часть затрат на установку скрубберов. Технология получения самоочищающегося угля включает две стадии. Первоначально от угля посредством флотации отделяются примеси, затем уголь размалывается в порошок и добавляется в шлам, при этом уголь всплывает и примеси тонут. На первой стадии удаляется почти вся неорганическая сера, а органическая остается. На второй стадии порошкообразный уголь соединяется с химическими веществами, название которых является коммерческой тайной, а затем уплотняется в комки величиной с виноградину. При сгорании эти химические вещества вступают в реакцию с органической серой, причем сера надежно изолирована, что исключает ее попадание в атмосферу. Комки такого модифицированного угля можно транспортировать, хранить и применять как обычный уголь.

Парогазовые системы. Эффективная комплексная система, обеспечивающая не только улавливание вредных примесей из дымовых газов ТЭС, но и одновременно снижающих примерно на 20% удельный расход топлива на производство электроэнергии, разработана в Энергетическом институте Г.Н. Кржижановского. Суть ее в том, что перед сжиганием в топке паровых котлов ТЭС уголь газифицируют, очищают от твердых (содержащих вредные вещества) примесей и направляют в газовые турбины, где продукты сгорания с температурой 400-500 градусов Цельсия сбрасываются в обычные паровые котлы. Подобные парогазовые системы широко используют энергетики ряда стран для уменьшения выброса в атмосферу.

Глубокая комплексная переработка угля. За рубежом интенсивно ведутся работы по отработке технологий и оборудования газификации угля для полного обеспечения промышленности в горючих газах, синтез-газе и водороде. В Нидерландах введена в действие демонстрационная установка кислородной газификации угля для энергоблока мощностью 250 МВт. Намечен ввод четырех подобных установок от 175 до 330 МВт в Европе, десяти установок от 100 до 500 МВт в США и одной установки мощностью 400 МВт в Японии. Процессы газификации при высоких температурах и давлениях дают возможность перерабатывать угли широкого ассортимента. Известны исследования по высокоскоростному пиролизу и каталитической газификации, реализация которых сулит огромные выгоды.

Необходимость углубления переработки угля продиктована предшествующим ходом развития тепло- и электроэнергетики: наилучшие результаты достигаются при комбинированной переработке угля в электричество и тепло. Качественный скачок в использовании угля связан с его комплексной переработкой в рамках гибких технологий. Решение этой сложной проблемы потребует новых технологических установок для энергохимических комплексов, которые обеспечат повышение экономичности ТЭС, снижение капитальных удельных затрат и кардинальное решение вопросов экологии.

В своё время нефть потеснила уголь и вышла на первое место в мировом энергетическом балансе. Однако это чревато определёнными экологическими проблемами.

Так, в 2002 году российские предприятия отрасли выбросили в атмосферу 621 тыс. т загрязняющих веществ (твёрдые вещества, диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота и др.). Сточные воды в объёме до 1302.6 млн м³ сбрасываются в поверхностные водные объекты и на рельеф.

При сжигании жидких топлив (мазута) с дымовыми газами в атмосферный воздух поступают сернистый и серный ангидриды, оксиды азота, газообразные и твёрдые продукты неполного сгорания топлива, соединения ванадия, солей натрия, а также вещества, удаляемые с поверхности котлов при чистке. С экологических позиций жидкое топливо обладает более «гигиеническими» свойствами: отпадает проблема золоотвалов, которые занимает значительные территории, исключают их полезное использование и являются источником постоянных загрязнений атмосферы и районе станции из-за уноса золы с ветрами. В продуктах сгорания жидких видов топлива отсутствует летучая зола. Применение двухтопливных гибридных камер сгорания вместо традиционных однозонных диффузионных КС с использованием частичного замещения части углеводородного топлива водородом (6% от массы углеводородного топлива) снижает расход нефтяного топлива на 17-20%, уровни выброса частиц сажи – на порядок, бензопирена – в 10-15 раз, оксидов азота – в 5 раз).

В большинстве стран запрещено сжигание нефтяного топлива с сернистостью выше 0,5%, в России же половина солярки не укладывается в этот норматив, а сернистость котельного топлива достигает 3%.

Сжигать нефть, говоря словами Д.И. Менделеева, все равно, что топить печь ассигнациями. Поэтому доля использования жидкого топлива в энергетике за последние годы существенно снижается. Зарождающаяся тенденция будет в дальнейшем усиливаться в связи с существенным расширением использования жидкого топлива в других областях народного хозяйства: на транспорте, в химической промышленности, в том числе в производстве пластмасс, смазочных материалов, предметов бытовой химии и т.д. К сожалению, используется нефть не лучшим образом. В 1984 году при мировом производстве нефтепродуктов 2750 млн т бензина получено 600 млн т керосина и реактивного топлива – 210, дизельного топлива – 600, мазута – 600 млн т. Хороший пример ресурсосбережения показала Япония, которая стремится максимально снизить зависимость страны от импорта нефти. Для решения этой важной экономической задачи на протяжении последних 20 лет прилагались просто гигантские усилия. Приоритетное внимание получила энергосберегающая технология. И как итог проделанной работы – для производства того же объёма валового национального продукта Японии сегодня требуется в два раза меньше нефти, чем в 1974 году. Несомненно, нововведения благоприятно сказались на улучшении экологической обстановки.

По экологическим критериям природный газ – наиболее оптимальное топливо. В продуктах сгорания отсутствуют зола, копоть и такие канцерогены, как бензопирен.

При сжигании газа единственным существенным загрязнителем атмосферы остаются окислы азота. Однако выброс окислов азота при сжигании на ТЭС природного газа в среднем на 20 процентов ниже, чем при сжигании угля. Это объясняется не свойствам самого топлива, а особенностями процессов их сжигания. Коэффициент избытка воздуха при сжигании угля ниже, чем при сжигании природного газа. Таким образом, природный газ – наиболее экологически чистый вид энергетического топлива и по выделению оксидов азота в процессе горения.

Изменения в окружающей среде при транспортировке газа. Современный магистральный трубопровод представляет собой сложное инженерное оборудование, которое помимо линейной части (собственно трубопровода) включает в себя установки для подготовки нефти или газа к перекачке, насосные и компрессорные станции, резервуарные парки, линии связи, систему электрохимической защиты, дороги, идущие вдоль трассы, и подъезды к ним, а также временные жилые посёлки эксплуатационников.

Например, общая протяженность газопроводов в России составляет примерно 140 тыс. км. Например, на территории Удмуртской Республики проходят 13 магистральных трубопроводов, доля выбросов которых составляет более 30% от соответствующего объёма по республике. Выбросы, главным образом метана, распределены по длине газопроводов, в основном вне пределов населённых пунктов.

Существенному загрязнению подвергается атмосферный воздух вследствие потерь от больших и малых «дыханий» резервуаров, утечек газа и т.д.

Загрязнение атмосферы в результате аварийного выброса газа или сжигания нефти и нефтепродуктов, различных на поверхности при аварии, характеризуется значительно меньшим периодом воздействия, и его можно отнести к кратковременному.

Атмосферный воздух загрязняется также в результате утечки газа через негерметичные соединения трубопровода, утечки и испарения в процессе хранения и выполнения сливно-наливных операций, потерь на газонефте- и нефтепродуктопроводах и т.д. В результате может подавляться рост растительности и повышаться предельно допустимые концентрации в воздухе.

Решение проблемы охраны окружающей среды от вредного воздействия предприятий тепловой энергетики требует комплексного подхода.

Размещение ТЭС. Ряд ограничений и технических требований при выборе площадке под строительство диктуется экологическими соображениями.

Во-первых, так называемый фон загрязнений, который возникает в связи с работой в этой зоне ряда промышленных предприятий, а иногда и уже существующих электростанций. Если величина загрязнений в месте предполагаемого строительства уже достигла предельных значений или близка к ним, размещение, например, тепловой станции не должно разрешаться.

Во-вторых, при наличии определённого, но недостаточно высокого фона загрязнений должны быть проведены подробные оценки, позволяющие сопоставить значения возможных выбросов от проектируемой тепловой станции с уже существующими в данном районе. При этом нужно учитывать различные по характеру и содержанию факторы: направленность, силу и периодичность ветров в этой местности, вероятность осадков, абсолютные выбросы станции при работе на предполагаемом виде топлива, инструкции топочных устройство, показатели систем очистки и улавливания выбросов и т.д. После сопоставления полученной суммарной (с учётом воздействия от проектируемой тепловой станции) величины выбросов с предельно допустимой и должен быть сделан окончательный вывод о целесообразности строительства ТЭС.

При сооружении электростанций, прежде всего ТЭЦ, в городах или пригородах предусматривается создание лесных полос между станцией и жилыми массивами. Они уменьшают воздействие шума на близлежащие районы, способствуют задержанию пыли при ветрах в направлении жилых массивов.

При проектировании и строительстве ТЭС необходимо планировать их оснащение высокоэффективными средствами очистки и утилизации отходов, сбросов и выбросов загрязняющих веществ, использование экологически безопасных видов топлива.

Защита воздушного бассейна. Защита атмосферы от основного источника загрязнений ТЭС – диоксида серы – происходит прежде всего путём его рассеивания в более высоких слоях воздушного бассейна. Для этого сооружаются дымовые трубы высотой 180, 250 и даже 420 м. Более радикальное средство сокращения выбросов диоксида серы – выделение серы из топлива до его сжигания на ТЭС.

Наиболее эффективный способ снижения выбросов сернистого газа – сооружение на ТЭС известняковых сероулавливающих установок и внедрение на обогатительных фабриках установок по извлечению из угля пиритной серы.

Одним из важных документом в охране атмосферы от тепловых выбросов на территории Республики Беларусь является Закон Республики Беларусь «Об охране атмосферного воздуха». В Законе подчёркивается, что атмосферный воздух является одним из основных жизненно важных элементов окружающей среды, благоприятное состояние которого составляет естественную основу устойчивого социально-экономического развития республики. Закон направлен на сохранение и улучшение качества атмосферного воздуха, его восстановление для обеспечения экологической безопасности жизнедеятельности человека, а также предотвращение вредного воздействия на окружающую среду. Закон устанавливает правовые и организационные основы норм хозяйственной и иной деятельности в области использования и охраны атмосферного воздуха.

Главная опасность теплоэнергетики для атмосферы заключается в том, что сжигание углеродсодержащих топлив приводит к появлению двуокиси углерода CO2 , которая выбрасывается в атмосферу и способствует созданию парникового эффекта.

Наличие в сжигаемом угле добавок серы приводит к появлению окислов серы, они поступают в атмосферу и после реакции с парами воды в облаках создают серную кислоту, которая с осадками падает на землю. Так возникают кислотные осадки с серной кислотой.

Другим источником кислотных осадков являются окислы азота, которые возникают в топках ТЭС при высоких температурах (при обычных температурах азот не взаимодействует с кислородом атмосферы). Далее эти окислы поступают в атмосферу, вступают в реакцию с парами воды в облаках и создают азотную кислоту, которая вместе с осадками попадает на землю. Так возникают кислотные осадки с азотной кислотой.

ТЭС на угле, вырабатывающая электроэнергию мощностью 1 ГВт = 10’ Вт, ежегодно потребляет 3 млн угля, выбрасывая в окружающую среду 7 млн т СО2, 120 тыс. т двуокиси серы, 20 тыс т оксидов азота NО2, и 750 тыс. т золы.

В каменном угле и летучей золе содержатся значительные количества радиоактивных примесей. Годовой выброс в атмосферу в районе расположения ТЭС мощностью 1 ГВт приводит к накоплению на почве радиоактивности, в 10-20 раз превышающей радиоактивность годовых выбросов АЭС такой же мощности.

Таким образом, защита атмосферы от тепловых выбросов должна быть направлена на снижение объёмов газовых выбросов и их очистку и включать следующие мероприятия:

- контроль за состоянием окружающей среды;

- применение методов, способов и средств, ограничивающих объёмы выбросов газа и подачи его в промысловую газосборочную сеть;

- использование в аварийных случаях факельных устройств, обеспечивающих полное сгорание сбрасываемого газа;

- обеспечение соблюдения экологических нормативов проектируемыми объектами и сооружениями;

- применение системы автоматических блокировок технологических потоков в нефтепереработке, позволяющей герметизировать опасные участки в аварийных ситуациях и осуществить разрядку этого звена в факельную систему;

- максимально возможное изменение топливных режимов тепловых энергетических установок в пользу экологически чистых видов топлива и режимов его снижения;

- достижение основного объёма снижения газовых выбросов в нефтепереработке путём строительства установок по подготовке попутного и нефтяного газа и систем газопроводов, обеспечивающих утилизацию.

Снижение объёмов вредных выбросов и нефтепереработке достигается в процессе реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающего производства, сопровождаемых строительством природоохранных объектов.

5. Экономическая часть

5.1 Техническое нормирование труда

Для систематического повышения производительности труда большое значение имеет нормирование затрат рабочего времени, т.е. установление для конкретных организационно- технических условий производства необходимых затрат времени на выполнение заданной работы или количества единиц продукции, которые должны быть изготовлены в единицу времени. Нормы затрат рабочего времени устанавливаются методами технического нормирования на основе изучения организации труда на рабочих местах, проектирования и внедрения мероприятий по улучшению организации труда. Такие нормы способствуют повышению производительности труда на основе лучшего использования техники, удешевления продукции и повышению материального благосостояния трудящихся.

Нормирование труда является важнейшей составной частью научной организации труда. Общественно необходимые затраты времени, выраженные в виде норм, являются мерой труда. Для расчета норм времени используют так называемый расчетно-аналитический метод нормирования, в основе которого лежат: всестороннее изучение процессов труда, глубокий анализ фактических затрат рабочего времени и разработка мероприятий по повышению производительности труда путем наиболее полного использования возможностей предприятия, устранения потерь рабочего времени и внедрения достижений передовиков производства.

Весь рабочий день рабочего распадается на время работы и время перерывов.

В свою очередь время работы включает следующие составляющие.

1. Основное время, в течении которого выполняют работы, являющиеся непосредственно целью данного технологического процесса; оно может быть машинным, машинно - ручным и ручным.

2. Вспомогательное время, затрачиваемое рабочим на действия, обеспечивающие выполнение основной работы. Сумма основного и вспомогательного времени носит название оперативного времени.

3. Время обслуживания рабочего места. (смена инструмента, уборка после работы).

4. Подготовительно- заключительное время, затрачиваемое на ознакомление с чертежами, получение инструктажа, наладку оборудования. Оно затрачивается только раз для выполнения данной работы, и его продолжительности не зависит от размеров партии обрабатываемых изделий.

Перерывы в течение рабочего дня имеют место по не зависящим от рабочего причинам, организационно - технического характера и зависящим от рабочего причинам. Бывают так же перерывы регламентированные, зависящие от условий выполнения работы и включаемые в нормированное время только при выполнении работ физически тяжелых, проводимых ускоренным темпом, в неудобном положении, при высокой температуре окружающей среды. Потери рабочего времени, возникающие на производстве вследствие плохой организации труда, в норму включаться не должны. По мере их выявления они должны устраняться поведением соответствующих организационно – технических мероприятий.

В технической норме времени различают две части: норму штучного времени Н _вр^ш и норму подготовительно- заключительного времени Н _вр^нз.

В свою очередь, норма штучного времени складывается из: основного (технологического) времени t _осн; вспомогательного времени t _всп; времени обслуживания рабочего места и времени регламентируемых перерывов. Следовательно, норма штучного времени на операцию определяется следующим образом:

Н_вр^ш = t_осн + t _всп + (a/ 100) t _оп = (t _осн + t _всп) (1+ а/100), (5.1)

где а - процент оперативного времени, предусматриваемого на обслуживание рабочего места и регламентированные перерывы.

Общая норма времени

Н_вр = Н _вр^ш + t _п.з/ n? (5.2)

где t _{п.з –} норма подготовительно- заключительного времени на партию, n – число изделий в партии.

Норма выработки устанавливается, как правило, на смену рабочего времени проводят фотографию рабочего дня. Под фотографией рабочего дня понимают наблюдение и фиксацию действий рабочего с целью учета затрат рабочего времени на одинаковые виды работ у различных групп рабочих и выявления причин, вызвавших неравные затраты рабочего времени на однотипную работу. При фотографии рабочего дня составляется его фактический баланс, где затраты времени группируются по основным видам работ с выделением времени, непроизвольно затраченного рабочим. Таким образом, фотография рабочего дня является исходным материалом для разработки мероприятий по улучшению использования рабочего времени, повышению в балансе рабочего времени удельного веса основного времени за счет максимального сокращения других затрат рабочего времени. Проводят также наблюдение затрат времени на отдельные производственные операции методом хронометража.

Практикуется также комбинированный метод наблюдений- фотохрономентраж, когда в процессе фотографии рабочего дня оперативное время замеряется по отдельным элементам.

Описанная методика нормирования оправданна и применима в условиях, когда на определенных участках производства в течение длительного времени выполняются однотипные работы. Однако там, где работы носят единичный характер, такое нормирование затруднено и не всегда оправданно.

В тех случаях, когда работы носят единичный характер, нормы устанавливаются на типовые операции. Полученные на основе тщательного изучения организации труда и затрат рабочего времени нормы на типовые операции работы объединяются в справочники.

В эксплуатации энергопредприятий объектом наблюдения является объем трудовых функций, выполняемых в зоне обслуживания, который расчленяется на составные повторяющиеся элементы:

часто повторяющиеся в течение смены функции регулирования режима и параметров и наблюдению за приборами, включая связанные с этим записи показаний приборов, оперативные переговоры и т.п.;

Затраты времени на выполнение этих функций, относятся к производственным. Остальное рабочее время, за исключением кратковременных перерывов между выполняемыми производственными операциями, относит к резервам рабочего времени. Данные наблюдения используются для нормирования зон обслуживания.

Планомерное и широкое внедрение передовых методов и приемов труда – одна из задач организации труда.

На энергопредприятиях, особенно тепловых электростанциях, занято значительное количество персонала. Персонал, обслуживающий энергопредприятия, делится на промышленно- производственный и непромышленный. Общая численность персонала составляет штаты предприятия, а перечень всех должностей и рабочих мест с указанием по ним количества работников и месячной заработной платы называется штатным расписанием.

Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом.

Факторы, обуславливающие численность персонала на энергопредприятиях, весьма многообразны; этим, в частности, объясняются трудности в нормировании численности их персонала.

Наиболее характерным признаком, определяющим объем работы, а следовательно, и численность административно- управленческого персонала электростанции, является их общая мощность: на тепловых электростанциях – паровая, характеризуемая суммарной паропроизводительностью и количеством котлов, на гидроэлектростанциях – электрическая. Эти признаки и положены в основу нормирования численности общестанционного административно- управленческого персонала. Типовые структуры и штаты административно- управленческого персонала предусматривают не только определенную структурные подразделения.

Удельная численность персонала n _y наряду с показателем использования производственной мощности h _у в энергетическом производстве в какой-то мере определяет уровень производительности труда. Известно, что производительность труда измеряется количеством продукции, производимой рабочим в единицу времени, или при длительных отрезках времени – выработкой одного рабочего. Для групп электростанций в зависимости от режима работы производительность труда

П_т = Э/n= h_y/n_y

где Э – выработка электроэнергии; n и n_{y –} соответственно общая и удельная численность персонала.

Более объективно состояние производительности труда можно определить отношением действительной численности персонала к нормативной.

5.2 Расчет годовой потребности в силовой электроэнергии

Исходные данные:

Мощность установленного оборудования – 470,5 кВт; средний коэффициент полезного действия электромоторов n -0,9; средний коэффициент загрузки оборудования Кз = 0,85; средний коэффициент одновременной работы оборудования Ко = 0,75; коэффициент полезного действия питающей электрической сети Кс = 0,96. Режим работы цеха - двухсменный, смены по 8 часов. Число рабочих дней в году – 254. Потери времени на плановый ремонт составляют 5%.

1. Рассчитаем годовой эффективный фонд времени работы оборудования при двухсменном режиме:

Fэ = Fн *Кио* Ксм = 254 * 8* 0,95 * 2 = 3861 час.

2. Определяем годовую потребность в силовой электроэнергии цеха по формуле:

Рэл = (Wу * Fэ * Кз * Ко) / (Кс* n),

где Wу – суммарная мощность установленного оборудования, кВт;

Fэ – эффективный фонд времени работы оборудования за плановый период, час;

Кз – коэффициент загрузки оборудования;

Ко – средний коэффициент одновременной работы оборудования;

Кс – коэффициент полезного действия питающей электрической сети;

n – коэффициент полезного действия установленного электрооборудования.

Подставляя цифровые значения, получим:

Рэл = (470,5∙3861∙0,85∙0,75)/(0,96∙0,9) = 1 340 374 кВт/ч

Заключение

В соответствии техническим заданием дипломного проекта на тему «Электроснабжение и электрооборудование трансформаторной подстанции армавирского завода резиновых изделий», выполнил расчёт электрических нагрузок ремонтно-механического цеха и предприятия в целом. В соответствии с результатами расчёта принял к установке трансформатор ТМЛ 2500/10.

Для внутризаводского распределения электроэнергии применяем смешанную схему электроснабжения. По условиям надёжности все потребители относятся к III категории электроснабжения.

При проектировании системы электроснабжения учитываются не только нормальные режимы работы, но и аварийные. Одним из них является короткое замыкание. При этом режиме увеличивается ток, который может привести к частному разрушению аппарата. Поэтому расчет тока в КЗ является одни из основных показателей при выборе аппаратов защиты и токоведущих частей. Высоковольтное электрооборудование выбирают по следующим параметрам: по напряжению; по номинальному (максимальному) току; по току КЗ, по данному току, по термической и электродинамической стойкости. В соответствии с расчетом тока короткого замыкания выбрал следующее электрооборудование: выключатель нагрузки типа ВММ-10-32010 TЗ и разъединитель РВ-10/400.

Расчет заземления проводят для того, чтобы составить расчетную схему внешнего контура заземления. По результатам расчетов для сооружения защитного заземления подстанции необходимо 18 электродов из угловой стали размером 50х50х5 и длиной 2,5м.

В разделе "Охрана труда и промышленная безопасность" рассмотрел вопросы:

- работы в зоне влияния электрического и магнитного полей;

- технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, со снятием напряжения.

В разделе "Экология и защита окружающей среды" рассмотрел вопрос охраны окружающей среды от вредного воздействия предприятий тепловой энергетики.

В экономической части проекта выполнил расчёт годовой потребности в силовой электроэнергии и рассмотрел вопрос техническое нормирование труда.

Список используемых источников

1. Липкин Б.Ю. – Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. – М: Высшая школа, 1990 г;

2. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок», Учеб. пособие для техникумов – М: Энергоатомиздат, 1989 г;

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под ред. Федорова А.А. В 2-х томах. – М.: Энергоатомиздат, 1986, 1987 г.г.

4. Козлов В.А. Электроснабжение городов.-Л.: Энергоатомиздат, Ленинград, отделение,1988-321с

5. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий .-М.: ИЦ «Академия», 2006.-368с.

6. Межотрослевые правила по охране труда.-М.:НЦЭНАС,2001.-209с.

7. Сиднев Ю.Г. Охрана труда,-Ростов-на-Дону., Феникс,2001.-185с.

8. Голицин А.Н. Основы промышленной экологии: Учебник для нач. проф. Образования.-М.:ИРПО., Издательский центр "Академия", 2002-240с.

9. Юзов О.В. Экономика и организация производства в дипломном проектировании. - М.: Металлургия, 1991, 280с.